NO331443B1 - Apparat og fremgangsmate for innforing eller fjerning av en rorstreng fra et havbunnsborehull - Google Patents
Apparat og fremgangsmate for innforing eller fjerning av en rorstreng fra et havbunnsborehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO331443B1 NO331443B1 NO20032690A NO20032690A NO331443B1 NO 331443 B1 NO331443 B1 NO 331443B1 NO 20032690 A NO20032690 A NO 20032690A NO 20032690 A NO20032690 A NO 20032690A NO 331443 B1 NO331443 B1 NO 331443B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gripping mechanism
- stated
- string
- pipe
- gripping
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 102
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 210000000080 chela (arthropods) Anatomy 0.000 claims description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 239000003351 stiffener 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/002—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
- Y02E30/10—Nuclear fusion reactors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Placing Or Removing Of Piles Or Sheet Piles, Or Accessories Thereof (AREA)
Abstract
Apparat og fremgangsmåte for innføring eller fjerning av en rørstreng fra et havbunnsborehull, omfattende: en første, nedre, gripemekanisme som kan plasseres undervann i nærheten av havbunnsborehullet, hvilken første gripemekanisme er i stand til å gripe et parti av rørstrengen; en andre, øvre, gripemekanisme som kan plasseres under vann i nærheten av havbunnsborehullet, hvilken andre gripemekanisme er i stand til å gripe et parti av rørstrengen; hvor den første og den andre gripemekanisme er bevegelige med hensyn til hverandre; og en bevegelsesmekanisme som, når den er aktivert, beveger den ene av den første og den andre gripemekanisme med hensyn til den andre av den første og den andre gripemekanisme, slik at rørstrengen blir ført inn i eller fjernet fra havbunns-borehullet.
Description
APPARAT OG FREMGANGSMÅTE FOR INNFØRING ELLER FJERNING AV EN RØRSTRENG FRA ET HAVBUNNSBOREHULL
Den herværende oppfinnelse vedrører et apparat og en fremgangsmåte særlig, men ikke utelukkende, til bruk ved økning av hastigheten ved innkjøring eller utkjøring i en havbunnsbrønn på en flytende produksjonsplattform eller fartøy brukt ved leting, utvinning og produksjon av hydrokarboner. Apparatet og fremgangsmåten er særlig til bruk ved overhalinger, brønnvedlikehold og brønnintervensjon i havbunnsbrønner, men ville også kunne vedrøre annen bruk, slik som leting etter vann samt utvinning og produksjon av vann.
Tradisjonelle boreoperasjoner for leting, utvinning og produksjon av hydrokarboner gjør bruk av mange lengder av enkeltrør (eller OCTG-produkter, OCTG = Oil Country Tubular Goods) som settes sammen til en streng, hvor rørene koples sammen ved hjelp av skrugjengede koplinger tilveiebrakt i hver ende. Ulike operasjoner krever strenger av ulike rør, slik som borerør, fonngsrør og produksjonsrør.
De enkelte rørseksjoner blir satt sammen til den nødvendige streng på boreriggen eller det flytende produksjonsfartøy osv. ved at de føres inn i havbunnsbrønnen gjennom et stigerør som strekker seg fra havbunnen og opp til boreriggen. En tilskruings-/farskruingsenhet føyer til eller fjerner en enkelt rørseksjon fra den nødvendige streng.
Tradisjonelt er dette en relativt tidkrevende oppgave siden strengen må holdes i tradisjonelle holdekiler plassert på boreriggen mens for eksempel et nytt rør blir føyd til i toppen av strengen på boreriggen. Dessuten er tradisjonelle borerigger, slik som oppjekkbare plattformer, flytende borerigger og boreskip relativt dyre både når det gjelder arbeidskraft og leiekostnader som kan være henholdsvis i området 100 mann og 1,5 millioner kroner (USD 200 000) pr. dag.
For øvrig nevnes US 3.215.203 A som et eksempel på kjent teknikk på området.
Ifølge et første aspekt ved den herværende oppfinnelse er det tilveiebrakt et apparat for innføring og fjerning av en rørstreng fra et havbunnsborehull, hvor apparatet omfatter: - en første, nedre gripemekanisme innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen; - en andre, øvre gripemekanisme innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen; hvor den første og den andre gripemekanisme er bevegelige i forhold til hverandre; og - en bevegelsesmekamsme som, når den er aktivert, beveger én av den første og den andre gripemekanisme i forhold til den andre av den første og den andre gripemekanisme, slik at rørstrengen blir ført mn i eller fjernet fra havbunnsborehullet. Det særegne ved apparatet er at den første og den andre gripemekanisme er innrettet til å kunne plasseres under vann i nærheten av havbunnsborehullet; og - at apparatet videre omfatter en tilskruings-/fraskruingsmekanisme innrettet til å kunne føye til et rør i strengen eller fjerne et rør fra strengen.
Ifølge et andre aspekt ved den herværende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for innføring og fjerning av en rørstreng fra et havbunnsborehull, hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: - å tilveiebringe en første gripemekanisme innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen; - å tilveiebringe en andre gripemekanisme innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen; hvor den første og den andre gripemekanisme er bevegelige i forhold til hverandre; - å tilveiebringe en bevegelsesmekamsme innrettet til å kunne bevege én av den første og den andre gripemekanisme i forhold til den andre av den første og den andre gripemekanisme; og - å aktivere bevegelsesmekanismen slik at rørstrengen føres inn i eller fjernes fra havbunnsborehullet. Det særegne ved fremgangsmåten er at den også omfatter følgende trinn: - å plassere den første og den andre gripemekanisme under vann i nærheten av havbunnsborehullet; og - å tilveiebringe en tilskruings-/fraskruingsmekanisme innrettet til å kunne føye til et
rør i strengen eller fjerne et rør fra strengen, hvor tilskruings-/fraskruingsmekanismen omfatter et par med vertikalt atskilte tenger som er tilpasset til selektivt å kunne gripe rør.
Den første gripemekanisme befinner seg fortrinnsvis lavere enn den andre gripemekanisme. Mer fortrinnsvis er den første gripemekanisme tilpasset til å kunne være i det vesentlige stasjonær i forhold til havbunnsborehullets munning, hvor den andre, øvre gripemekanisme er bevegelig i forhold til den første gripemekanisme.
Den andre, øvre gripemekanisme betjenes typisk for å gripe rørstrengen mens bevegelsesmekanismen aktiveres. Når dette er tilfellet, aktiveres fortrinnsvis ikke den første, nedre, gripemekanisme, slik at den første, nedre gripemekanisme ikke griper rørstrengen.
Fortrinnsvis betjenes den første, nedre gripemekanisme for å gripe rørstrengen når den andre, øvre gripemekanisme ikke betjenes for å gripe rørstrengen.
Bevegelsesmekanismen omfatter typisk en jekkemekanisme som innbefatter en stempelsylinder og et stempel plassert inni stempelsylinderen, hvor én av den første og den andre gripemekanisme er festet til stemplet, og hvor den andre av den første og den andre gripemekanisme er festet til stempelsylinderen. Fortrinnsvis er jekkemekanismen betjenbar gjennom innføring av fluid til, eller fjerning av fluid fra, én side av stemplet inni stempelsylinderen. Fortrinnsvis omfatter apparatet et flu id reservoar, som fortrinnsvis er et høytrykksfluidreservoar, for å føre fluid inn til, eller fjerne fluid fra, én side av stemplet inni stempelsylinderen. Mer fortrinnsvis er fluidreservoaret innrettet til å kunne plasseres under vann, og typisk i umiddelbar nærhet av jekkemekanismen.
Fortrinnsvis er jekkemekanismen og det første og det andre gnpemiddel alle innrettet til å kunne plasseres vertikalt over, og typisk på linje med, en havbunnsutstyrspakke, som i det minste innbefatter en undervannsutblåsningssikring (BOP).
Videre omfatter apparatet typisk en håndteringsmekanisme tilpasset til å kunne levere et rør inn i, eller fjerne et rør fra, nevnte tilskruings7fraskruingsmekanisme. Fortrinnsvis vil tilskruings-/fraskruingsmekanismen, og typisk håndterings-mekanismen, være plassert på et fartøy på havoverflaten, hvor fartøyet typisk befinner seg i det vesentlige vertikalt over det apparat som er plassert under vann. Det er typisk tilveiebrakt en kompensenngsmekanisme for å kompensere tilskruings-/ fraskruingsmekanismen for bevegelse av fartøyet i sjøen, typisk i en retning parallelt med strengens aksiale retning, slik at strengen kan føres i det vesentlige kontinuerlig inn i, eller fjernes fra, borehullet.
Videre omfatter tilskruings-/fraskruingsmekamsmen typisk et par med vertikalt atskilte tenger som er tilpasset til selektivt å kunne gripe rør. Mer fortrinnsvis er den øverste tang tilpasset til å kunne tildele rotasjon til et rør.
Det er videre typisk tilveiebrakt et stigerør som en øvre ende av rørstrengen kan føres inn i på fartøyet. Den nedre ende av stigerøret kan være avtettbar i forhold til sjøen, eller den nedre ende kan være åpen i forhold til sjøen.
Et styringssystem er fortrinnsvis tilveiebrakt for å kunne styre aktivering av den første og den andre gripemekanisme, og fortrinnsvis også for å kunne styre jekkemekanismen. Fluidreservoaret blir typisk fylt fra en pumpe plassert på fartøyet.
Utførelser av den herværende oppfinnelse vil nå bli beskrevet, og kun som et eksempel, idet det vises til de medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 er et skjematisk oppnss av en første utførelse av et apparat i overensstemmelse med den herværende oppfinnelse; Fig. 2 er et detaljert oppriss av et parti av apparatet vist på fig. 1; Fig. 3 er et ytterligere detaljert oppriss av et parti av apparatet vist på fig. 1; Fig. 4(a) er et sideriss i tverrsnitt av et parti av et hydraulisk jekkesystem som inngår i apparatet på fig. 1; Fig. 4(b) er et mer detaljert tverrsnittsoppriss av et parti av det hydrauliske jekkesystem vist på fig. 4(a); Fig. 4(c) er et planriss av det hydrauliske jekkesystem vist på fig. 4(a); Fig. 5 er et tverrsnittsoppriss av det hydrauliske jekkesystem vist på fig. 4(a)-(c); Fig. 6 er en andre utførelse av et apparat i overensstemmelse med den herværende oppfinnelse; og
Fig. 7 er et skjematisk oppriss av et parti av apparatet vist på fig. 6.
Fig. 1 viser et apparat 1 i overensstemmelse med den herværende oppfinnelse. Et støttefartøy 3, slik som en flytende borerigg eller annet flytende fartøy, er plassert i det vesentlige vertikalt ovenfor et hydrokarbon borehull (ikke vist) og er typisk enten plassert dynamisk over den spesielle brønn for eksempel ved hjelp av tradisjonelle posisjonspropeller, eller fortøyd ved hjelp av tradisjonelle midler over den ønskede brønn. Støttefartøyet 3 omfatter en tradisjonell kran eller boretårn 5 og er videre forsynt med en tilskruings-/fraskruingsenhet vist generelt ved 7. Tilskrumgs-/ fraskruingsenheten 7 omfatter en øvre tang 9 og en nedre tang 11 som fortrinnsvis kan være en nedre roterbar støtte 11. Det henvises til søkers samtidig verserende britiske patentsøknad nr. 0005354.7 og PCT-søknad nr. GB 00/04241 for ytterligere detaljer ved en egnet tilskrumgs-/fraskruingsenhet 7. Kortfattet tilveiebringer den øvre tang 9 middel for tilskruing og fraskrumg av rør, foringsrør eller borerør 16 under uttrekkings-/innkjørings- og nedtruingsoperasjoner og drives hydraulisk. Den øvre tang 9 omfatter tre glidende kjever (ikke vist) som praktisk talt omslutter røret 16 for å maksimere dreiemomentet, mens merkedannelse og skader minimeres, og den er forsynt med et kamdrevet kjevesystem (ikke vist) som kan betjenes for å tillate passering av arbeidsstrengrørskjøter så vel som foringsrørkoplinger. Den øvre tang 9 blir drevet av hydrauliske motorer (ikke vist) som tilveiebringer hastigheter og dreiemoment som er i stand til å spinne og skru til/fra høymomentsforbindelser.
Den nedre tang eller roterbare støtte 11 har generelt to funksjoner. Under boreoperasjoner genererer den roterbare støtte 11 det dreiemoment som er nødvendig for høyhastighetsfresing og -boring. Dette dreiemoment blir overført til strengens 16 ytre diameter ved hjelp av tre glidende kjever (ikke vist). Under ut-/innkjørmgsoperasjoner blir kjevene i den roterbare støtte 11 aktivert for å gripe det nedre rør 16 i tilskruings-/fraskruingsenheten 7 (dvs. det rør som allerede er innbefattet i strengen 16) og stå imot dreiemomentet generert av den øvre tang 9 når rørforbindelsene trekkes til eller løsnes.
Tilskruings-/fraskrumgsenheten 7 er montert på støttefartøyet 3 ved hjelp av en tangbordskompensator 13 som beveger tilskruings7fraskruingsenheten 7 med hensyn til støttefartøyet 3, slik at tilskruings/fraskruingsenheten 7 er i det vesentlige stasjonær med hensyn til havbunnen. Tangbordskompensatoren 13 kompenserer således for virkningen av bølgebevegelsen på støttefartøyet 3. Støttefartøyets 3 duvmg som skyldes havets bølger, kan være i området 3,0 til 4,5 meter, og kompensatorbordets 13 slaglengde motsvarer i det vesentlige støttefartøyets 3 duvmg, slik at tilskruings-/fraskruingsenheten er i det vesentlige stasjonær med hensyn til havbunnsutstyret 17.
Et stigerør 15 strekker seg nedover fra støttefartøyet 3, idet den øvre ende av stigerøret 15 befinner seg i det vesentlige umiddelbart nedenfor tangbordskompensatoren 13, selv om den nedre ende av stigerøret 15 vil kunne være forskjøvet i forhold til den øvre ende av stigerøret 15, slik det er kjent innenfor faget. Stigerøret 15 strekker seg nedover gjennom havbunnsutstyret 17 i apparatet 1.
Havbunnsutstyret 17 omfatter en ytre ramme 19 som på egnet vis er forsynt med bærende elementer av tilstrekkelig styrke, i form av stag, avstivere osv.
Havbunnsutstyret 17 omfatter en ringformet undervannstetning 21 eller en nedre stigerørstetning 21 som er tilveiebrakt i den i bruk øvre ende av rammen 19. Stigerørets 15 nedre ende er plassert inne i den nedre stigerørstetning 21, slik at den ytre flate av stigerørets 15 nedre ende er avtettet overfor sjøvannet av den nedre stigerørstetning 21.
Et sett bevegelige holdekiler 23 er montert på et passivt rotasjonslager 25. Det roterende parti av det passive rotasjonslager 25 bærer de bevegelige holdekiler 23 og tillater de bevegelige holdekiler 23 å rotere med hensyn til det ikke-roterende parti av det passive rotasjonslager 25. Formålet med de bevegelige holdekiler 23 vil bli beskrevet i det etterfølgende.
Den nedre ende av det passive rotasjonslager 25 er montert på den øvre ende av et hydraulisk jekksystem 27, slik det kan ses tydeligere på fig. 2 og særlig på fig. 3.
Det er i det minste et par hydrauliske jekker 27, og mer fortrinnsvis fire hydrauliske jekker 27 montert med lik innbyrdes avstand rundt et sentralt område som en rørstreng 16 kan passere igjennom. Hver hydraulisk jekk 27 omfatter et arrangement med stempel 29 og sylinder 31. Stemplet 29 omfatter et stempelhode 33 i sin nedre ende, og stempelhodets 33 ytre radiale flate er avtettet med hensyn til sylinderens 31 indre flate ved hjelp av et sett V-pakninger 35. Pakningene 35 vist på fig. 4(a) til 4(c) omfatter et øvre sett med tre tetninger innrettet til å tette i retningen ovenfra stempelhodet 33 og videre tette mot det undersjøiske hydrostatiske trykk, og et nedre sett med tre tetninger innrettet til å tette i retningen nedenfra stempelhodet 33 og videre tette mot hydraulikkfluidtrykket inne i sylinderen 31; det skal imidlertid bemerkes at mer enn, eller mindre enn, tre tetninger kan tilveiebringes i det øvre og/eller det nedre tetningssett. Et andre sett V-pakninger 37 virker mellom stemplets 29 lengdelegeme og den øvre ende av sylinderen 31 og virker til å hindre det hydrostatiske trykk fra sjøvann fra sylinderens 31 utside fra å trenge inn i sylinderens
31 indre. En øvre hydraulikkport 39 er tilveiebrakt i en sidevegg i sylinderen 31 henimot dennes øvre ende, og en nedre hydraulikkport 41 er tilveiebrakt i sideveggen henimot den nedre ende av sylinderen 31, slik at hydraulikkportene 39, 41 gir tilgang til sylinderens 31 indre.
Et hydraulikkfluidstyringssystem som kontrollert og selektivt skal levere trykksatt hydraulikkfluid til sylindrene 31 er også tilveiebrakt, slik det nå vil bli beskrevet. En hydraulikkfluidmatepumpe 43 er tilveiebrakt på støttefartøyet 3 og er i stand til via hydrauhkkfluidledninger 45 å levere/holde trykksatt hydraulikkfluid til et arrangement av hydraulikkfluidakkumulatorer 47 montert på rammen 19. Akkumulatorene 47 virker som hydrauhkkfluidhøytrykksreservoarer under vann og er forbundet med hverandre via øvre 49 og nedre 51 ventilmanifolder og et nettverk av hydraulikkledninger 50. Ventilmanifoldene 49, 51 blir betjent av en operatør på støttefartøyet ved hjelp av et kontrollbord 53 via en styringslinje 55. Kontrollbordet 53 og videre styringslinjen 55 kan drives elektrisk eller hydraulisk. Betjening av kontrollbordet 53 på den foreskrevne måte av operatøren kan følgelig heve eller senke de hydrauliske jekker 27 ved innsprøyting av trykksatt hydraulikkfluid i de respektive øvre eller nedre hydraulikkporter 39, 41.
Den nedre ende av de hydrauliske jekkers 27 sylinder 31 er montert på den øvre ende av et sett stasjonære holdekiler 57 som kan betjenes fra støttefartøyet 3 for selektivt å gripe og videre støtte rørstrengen 16. Settet med stasjonære holdekiler 57 er i det vesentlige det samme som et tradisjonelt sett stasjonære holdekiler (innenfor kjent teknikk tidligere bare benyttet over havoverflaten), selv om de sannsynligvis vil kreve modifisering for bruk under vann som i den herværende oppfinnelse.
De stasjonære holdekiler 57 er montert på den øvre ende av en havbunnsstakk 59 som er montert direkte ovenfor en utblåsningssiknng (BOP) 61, som, som tradisjonelt er, omfatter et øvre sett lukkehoder 62 for nødtetting omkring rørstrengen 16, et midtre sett kutteventiler 63 som er i stand til å skjære gjennom rørstrengen 16, og et nedre sett rørventiler 64 som kan betjenes i en nødssituasjon for å tette rundt rørstrengen 16; BOP-en betjenes bare tilfelle av en nødssituasjon for å avtette borehullet beliggende nedenfor BOP-en 61.
Tradisjonelle strupe- 67 og drepe-linjer 69 strekker seg fra støttefartøyet 3 og ned til BOP-en 61, og er festet med stropper til stigerøret 15.
Det skal bemerkes at det sammen med apparatet 1, som vist på fig. 1 til 5, finnes en ytterligere fluidtank (ikke vist) plassert på støttefartøyet 3, og på grunn av nærværet av den nedre stigerørstetning 21 er det mulig å fylle ringrommet mellom stigerørets indre omkrets og røret/borestrengens 16 ytre omkrets med fluid levert fra fluidtanken, hvilket tilveiebringer den fordel at stigerøret hindres fra å klappe sammen på grunn av det hydrostatiske trykk i havet. I tillegg forbinder kommunikasjonslinjer 71 borehullet, via BOP-en 61, med den nedre stigerørstetnmgs 21 indre omkrets, og kommunikasjonslinjene 71 tilveiebringer videre forbindelse mellom borehullet og stigerøret 15. Dette tilveiebringer den fordel at dersom det forekommer et kraftig gass-spark fra borehullet, vil fluidet i tanken stige, og en operatør eller en sensor på støttefartøyet 3 kan observere denne fluidnivåstigning i tanken og betjene BOP-stakken 61 for å stenge borehullet. I tillegg er den fordel tilveiebrakt at dersom en boreoperasjon utføres gjennom en formasjon som har relativt lavt trykk, vil fluidet i stigerøret raskt dreneres inn i formasjonen, og fluidnivået i tanken vil derved falle skarpt, og i denne situasjon kan operatøren også betjene BOP-stakken 61 for å stenge borehullet mens utbedringsarbeid kan utføres.
Alternativt, og som vist i den andre utførelse av apparatet 100 vist på fig. 6 og fig. 7, er det mulig å utelate den nedre stigerørstetning 21, slik at nngrommet mellom rørets/borestrengens 16 ytre omkrets og stigerørets 15 indre omkrets fylles med sjøvann for å hindre stigerøret 15 fra å klappe sammen. I apparatet 100 festes den nedre ende av stigerøret 15 til en flens plassert på det øverste parti av rammen 19, og den vil således være åpen for sjøvannet. Utførelsen som vist på fig. 1 til 5 foretrekkes imidlertid siden denne tilveiebringer den fordel at operatøren kan se resultatet av borehullstrykket. I alle andre henseender er apparatet 100 som vist på fig. 6 og 7 identisk med apparatet 1 som vist på fig. 1 til 5.
Drift av apparatet på fig. 1 vil nå bli beskrevet i forhold til en boreoperasjon, men fagfolk på området vil forstå at apparatet 1 kan drives for utallige andre operasjoner, slik som for eksempel intervensjon. Særlig dersom en gjennom-(produksjons)rør-operasjon skal utføres, blir, som fagfolk på området vil forstå, produksjonstreet (ikke vist) værende på plass ved borehullets munning, og rammen 19 innbefattende havbunnsstakken 59 og BOP-en 61 blir senket ned fra fartøyet 3 og koplet til produksjonstreet. Dersom en full overhalingsoperasjon skal utføres, blir imidlertid produksjonsrøret (ikke vist) fjernet fra borehullet, idet de dertil egnede plugger (ikke vist) er blitt plassert i borehullet, og rammen 19 innbefattende havbunnsstakken 59 og BOP-en 61 blir deretter senket ned fra fartøyet 3 og koplet til borehullets munning. Det skal også bemerkes at apparatet 100 drives på en lignende måte som apparatet 1, med det unntak at den nedre stigerørstetning 21 ikke finnes i apparatet 100. Rørstrengen 16, i dette tilfelle borestrengen 16, blir progressivt satt sammen i den øvre tang 9 og den nedre roterbare støtte 11 og blir senket ned i brønnen av kranen 5 og tilknyttet vinsj, idet suksessive borerør blir innbefattet i borestrengen 16. Borestrengen 16 entrer først stigerøret 15 og fortsetter nedover til den entrer den nedre stigerørstetning 21. Den nedre ende av borestrengen 16 entrer deretter boringen i de bevegelige holdekiler 23, på hvilket tidspunkt de bevegelige holdekiler 23 aktiveres for på sikker måte å gripe den nedre ende av borestrengen 16. Den hydrauliske jekk 27 blir deretter betjent av en operatør ved kontrollbordet 53, slik at de hydrauliske jekker 27 senkes ned. Derved tar de bevegelige holdekiler 23 opp vekten av borestrengen 16. Jekkene 27 blir fortsatt senket ned til den nedre ende av borestrengen passerer gjennom de stasjonære holdekiler 57, på hvilket tidspunkt bevegelse av de hydrauliske jekker 27 stanses, og de stasjonære holdekiler 57 blir aktivert for på sikker måte å gripe den nedre ende av borestrengen 16. De bevegelige holdekiler 23 blir deretter frigjort fra sitt grep om borestrengen 16 og vekten av borestrengen 16 blir derved båret av de stasjonære holdekiler 57. Jekkene 27 kan deretter aktiveres i motsatt retning, dvs. for å løfte de bevegelige holdekiler 23 oppover til jekkene 27 har nådd fullt utslag, og de bevegelige holdekiler 23 kan deretter aktiveres nok en gang for å gripe den neste seksjon av borestrengen 16; de stasjonære holdekilers 57 grep på borestrengen 16 frigjøres deretter.
Ved at denne operasjon gjentas kan borestrengen 16 føres inn i borehullet på en mye hurtigere måte enn det som oppnås ved bruk av konvensjonelle fremgangsmåter.
For å hente ut borestrengen 16 fra borehullet, blir apparatet drevet i motsatt retning av det som er beskrevet ovenfor, og igjen kan borestrengen 16 fjernes fra borehullet på en mye raskere måte enn det som kan oppnås med konvensjonelle fremgangsmåter.
Havbunnsutstyret 17, innbefattende rammen 19, havbunnsstakken 59 og BOP-en 61, kan deretter hentes opp til fartøyet 3 etter at borehullet er blitt tettet på egnet vis. Alternativt, dersom det er blitt utført en gjennom-(produksjons)rør-operasjon, etterlates produksjonstreet på plass ved borehullets munning, og havbunnsutstyret 17 blir frakoplet fra produksjonstreet og blir hentet opp til fartøyet. Dersom en full overhahngsoperasjon er blitt utført, blir imidlertid havbunnsutstyret 17 frakoplet fra borehullet og deretter hentet opp til fartøyet; produksjonstreet blir deretter ført mn igjen i borehullets munning, og de tilsvarende plugger kan da også fjernes.
Utførelsene beskrevet i dette skrift tilveiebringer den store fordel at de fleste hjelpe-fartøyer som i dag brukes i olje- og gassindustrien til havs, kan brukes til slike operasjoner med relativt minimal ombygging nødvendig, hvilket resulterer i vesentlige kostnads- og arbeidskraftbesparelser. I tillegg er det bare tilgang på et meget begrenset antall oppjekkbare rigger, hvilket betyr at slike operasjoner må vente til et egnet fartøy er tilgjengelig; utførelsene beskrevet i dette skrift øker vesentlig antallet fartøyer tilgjengelig i verden som er i stand til å utføre slike operasjoner.
Det kan foretas modifiseringer og forbedringer på utførelsene beskrevet i dette skrift, uten at man går ut over rammen av den herværende oppfinnelse.
Claims (26)
1. Apparat for innføring eller fjerning av en rørstreng (16) fra et havbunnsborehull, hvor apparatet omfatter: - en første, nedre gripemekanisme (57) innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen (16); - en andre, øvre gripemekanisme (23) innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen (16); hvor den første og den andre gripemekanisme (57, 23) er bevegelige i forhold til hverandre; og - en bevegelsesmekamsme (27) som, når den er aktivert, beveger én av den første og den andre gripemekanisme (57, 23) i forhold til den andre av den første og den andre gripemekanisme (57, 23), slik at rørstrengen (16) blir ført inn i eller fjernet fra havbunnsborehullet,karakterisert vedat den første og den andre gripemekanisme (57, 23) er innrettet til å kunne plasseres under vann i nærheten av havbunnsborehullet; og - at apparatet videre omfatter en tilskrumgs-/fraskruingsmekanisme (7) innrettet til å kunne føye til et rør i strengen (16) eller fjerne et rør fra strengen (16).
2. Apparat som angitt i krav 1,karakterisert vedat den første gripemekanisme (57) befinner seg lavere enn den andre gripemekanisme (23).
3. Apparat som angitt i krav 2,karakterisert vedat den første gripemekanisme (57) er tilpasset til å kunne være i det vesentlige stasjonær i forhold til havbunnsborehullets munning, og at den andre, øvre gripemekanisme (23) er bevegelig i forhold til den første gripemekanisme (57).
4. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 1-3,karakterisert vedat bevegelsesmekanismen (27) omfatter en jekkemekamsme (27) som innbefatter en stempelsylinder (31) og et stempel (29) plassert inni stempelsylinderen (31), hvor én av den første og den andre gripemekanisme (57, 23) er festet til stemplet (29), og hvor den andre av den første og den andre gripemekanisme (57, 23) er festet til stempelsylinderen (31).
5. Apparat som angitt i krav 4,karakterisert vedat jekkemekanismen (27) er betjenbar gjennom innføring av fluid til, eller fjerning av fluid fra, én side av stemplet (29) inni stempelsylinderen (31).
6. Apparat som angitt i krav 5,karakterisert vedat apparatet videre omfatter et fluid reservoar (47) for å føre fluid inn til, eller fjerne fluid fra, én side av stemplet (29) inni stempelsylinderen (31).
7. Apparat som angitt i krav 6,karakterisert vedat fluidreservoaret (47) omfatter et høytrykksfluidreservoar.
8. Apparat som angitt i krav 6 eller 7,karakterisert vedat fluidreservoaret (47) er innrettet til å kunne plasseres under vann.
9. Apparat som angitt i krav 8,karakterisert vedat fluidreservoaret (47) er anbrakt i umiddelbar nærhet av jekkemekanismen (27).
10. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 4-9,karakterisert vedat jekkemekanismen (27) og det første og det andre gripemiddel (57, 23) er innrettet til å kunne plasseres vertikalt over en havbunnsutstyrspakke (61).
11. Apparat som angitt i krav 10,karakterisert vedat jekkemekanismen (27) og det første og det andre gripemiddel (57, 23) er innrettet til å kunne plasseres på linje med havbunnsutstyrspakken (61).
12. Apparat som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat apparatet omfatter en håndteringsmekanisme (5) tilpasset til å kunne levere et rør inn i, eller fjerne et rør fra, tilskruings-/fraskruingsmekanismen (7).
13. Apparat som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat apparatet videre omfatter en kompenseringsmekamsme (13) for å kompensere tilskruings-/fraskruingsmekanismen (7) for bevegelse av et fartøy i sjøen.
14. Apparat som angitt i krav 13,karakterisert vedat kompenseringsmekamsmen (13) er tilpasset til å kunne kompensere for bevegelse av fartøyet i en retning parallelt med strengen (16) sin aksiale retning, slik at strengen (16) kan føres i det vesentlige kontinuerlig inn i, eller fjernes fra, borehullet.
15. Apparat som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat tilskrumgs-/fraskruingsmekanismen (7) videre omfatter et par med vertikalt atskilte tenger (9, 11) som er tilpasset til selektivt å kunne gripe rør; og - at den øverste tang (9) er tilpasset til å kunne tildele rotasjon til et rør.
16. Apparat som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat apparatet videre omfatter et stigerør (15) som en øvre ende av en streng kan føres inn i på et fartøy.
17. Apparat som angitt i krav 16,karakterisert vedat en nedre ende av stigerøret (15) er avtettbar i forhold til sjøen.
18. Apparat som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat apparatet videre omfatter et styringssystem (53) for å kunne styre aktivering av den første og den andre gripemekanisme (57, 23).
19. Apparat som angitt i krav 18,karakterisert vedat styringssystemet (53) er tilpasset for å kunne styre jekkemekanismen (27).
20. Apparat som angitt i krav 7 eller 8,karakterisert vedat fluidreservoaret (47) er fyllbart fra en pumpe (43) plassert på et fartøy.
21. Fremgangsmåte for innføring eller fjerning av en rørstreng (16) fra et havbunnsborehull, hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: - å tilveiebringe en første gripemekanisme (57) innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen (16); - å tilveiebringe en andre gripemekanisme (23) innrettet til å kunne gripe et parti av rørstrengen (16); hvor den første og den andre gripemekanisme (57, 23) er bevegelige i forhold til hverandre; - å tilveiebringe en bevegelsesmekanisme (27) innrettet til å kunne bevege én av den første og den andre gripemekanisme (57, 23) i forhold til den andre av den første og den andre gripemekanisme (57, 23); og - å aktivere bevegelsesmekanismen (27) slik at rørstrengen (16) føres inn i eller fjernes fra havbunnsborehullet,karakterisert vedat fremgangsmåten også omfatter følgende trinn: - å plassere den første og den andre gripemekanisme (57, 23) under vann i nærheten av havbunnsborehullet; og - å tilveiebringe en tilskruings-/fraskruingsmekanisme (7) innrettet til å kunne føye til et rør i strengen (16) eller fjerne et rør fra strengen (16), hvor tilskruings-/fraskruingsmekanismen (7) omfatter et par med vertikalt atskilte tenger (9, 11) som er tilpasset til selektivt å kunne gripe rør.
22. Fremgangsmåte som angitt i krav 21,karakterisert vedat den første gripemekanisme (57) befinner seg lavere enn den andre gripemekanisme (23).
23. Fremgangsmåte som angitt i krav 21 eller 22,karakterisertv e d at den første gripemekanisme (57) er i det vesentlige stasjonær i forhold til havbunnsborehullets munning, og at den andre, øvre, gripemekanisme (23) beveges i forhold til den første gripemekanisme (57).
24. Fremgangsmåte som angitt i krav 23,karakterisert vedat den andre, øvre gripemekanisme (23) betjenes for å gripe rørstrengen (16) mens bevegelsesmekanismen (27) aktiveres.
25. Fremgangsmåte som angitt i krav 24,karakterisert vedat den første, nedre gripemekanisme (57) ikke aktiveres, slik at den første, nedre gripemekanisme (57) ikke griper rørstrengen (16).
26. Fremgangsmåte som angitt i krav 25,karakterisert vedat den første, nedre gripemekanisme (57) betjenes for å gripe rørstrengen (16) når den andre, øvre gripemekanisme (23) ikke betjenes for å gripe rørstrengen (16).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0101259.0A GB0101259D0 (en) | 2001-01-18 | 2001-01-18 | Apparatus and method |
| PCT/GB2002/000220 WO2002057592A1 (en) | 2001-01-18 | 2002-01-18 | Apparatus and method for inserting or removing a string of tubulars from a subsea borehole |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20032690D0 NO20032690D0 (no) | 2003-06-13 |
| NO20032690L NO20032690L (no) | 2003-08-29 |
| NO331443B1 true NO331443B1 (no) | 2012-01-02 |
Family
ID=9907014
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20032690A NO331443B1 (no) | 2001-01-18 | 2003-06-13 | Apparat og fremgangsmate for innforing eller fjerning av en rorstreng fra et havbunnsborehull |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6814140B2 (no) |
| EP (1) | EP1352149B1 (no) |
| DE (1) | DE60210068D1 (no) |
| GB (2) | GB0101259D0 (no) |
| NO (1) | NO331443B1 (no) |
| WO (1) | WO2002057592A1 (no) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6488093B2 (en) | 2000-08-11 | 2002-12-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Deep water intervention system |
| WO2006007562A2 (en) * | 2004-07-01 | 2006-01-19 | Cudd Pressure Control, Inc. | Heave compensated snubbing system and method |
| US7314087B2 (en) * | 2005-03-07 | 2008-01-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Heave compensation system for hydraulic workover |
| US7219739B2 (en) * | 2005-03-07 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Heave compensation system for hydraulic workover |
| CN1325753C (zh) * | 2005-08-02 | 2007-07-11 | 辽河石油勘探局 | 油水井带压作业装置 |
| US20070084606A1 (en) * | 2005-10-13 | 2007-04-19 | Hydraulic Well Control, Llc | Rig assist compensation system |
| US7445050B2 (en) * | 2006-04-25 | 2008-11-04 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Tubular running tool |
| CA2867376C (en) * | 2006-11-07 | 2016-01-12 | Charles R. Orbell | Method of constructing a riser string by installing a valve and an annular seal |
| US7552764B2 (en) * | 2007-01-04 | 2009-06-30 | Nabors Global Holdings, Ltd. | Tubular handling device |
| GB2459811B (en) * | 2007-03-01 | 2011-07-20 | Chevron Usa Inc | Subsea adapter for connecting a riser to a subsea tree |
| AU2009234273B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-12-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Landing string compensator |
| US8074711B2 (en) * | 2008-06-26 | 2011-12-13 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Tubular handling device and methods |
| US8720541B2 (en) | 2008-06-26 | 2014-05-13 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Tubular handling device and methods |
| US8833465B2 (en) * | 2008-08-04 | 2014-09-16 | Cameron International Corporation | Subsea differential-area accumulator |
| US8281875B2 (en) * | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
| US8689667B2 (en) | 2010-04-22 | 2014-04-08 | Milwaukee Electric Tool Corporation | Saw blade |
| US10189099B2 (en) | 2010-04-22 | 2019-01-29 | Milwaukee Electric Tool Corporation | Saw Blade |
| US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
| US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
| GB2488812A (en) * | 2011-03-09 | 2012-09-12 | Subsea 7 Ltd | Subsea dual pump system with automatic selective control |
| CA2827935C (en) | 2011-04-08 | 2015-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic standpipe pressure control in drilling |
| US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US9291036B2 (en) * | 2011-06-06 | 2016-03-22 | Reel Power Licensing Corp. | Method for increasing subsea accumulator volume |
| EP2753787A4 (en) | 2011-09-08 | 2016-07-13 | Halliburton Energy Services Inc | HIGH TEMPERATURE DRILLING WITH CLASSED TOOLS AT LOW TEMPERATURE |
| US9447647B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations |
| US8919431B2 (en) * | 2012-05-14 | 2014-12-30 | Cobra Tool, Inc. | Wellbore anchoring system |
| US11413693B2 (en) | 2017-05-16 | 2022-08-16 | Milwaukee Electric Tool Corporation | Saw blade |
| US11236574B2 (en) * | 2019-10-21 | 2022-02-01 | Oceaneering International, Inc. | Subsea assist snubbing jack |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3096075A (en) | 1960-12-09 | 1963-07-02 | Brown Oil Tools | Hydraulic pipe snubber for oil wells |
| US3215203A (en) * | 1961-04-17 | 1965-11-02 | Otis Eng Co | Apparatus for moving a well flow conductor into or out of a well |
| US3390654A (en) * | 1967-03-27 | 1968-07-02 | Automatic Drilling Mach | Stabilized offshore drilling apparatus |
| US3677345A (en) * | 1970-05-13 | 1972-07-18 | Otis Eng Corp | Pipe handling apparatus and method |
| US3703111A (en) * | 1971-01-08 | 1972-11-21 | William Guier | Pipe tongs |
| FR2119761A5 (no) * | 1971-12-27 | 1972-08-04 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
| US3999610A (en) * | 1974-11-21 | 1976-12-28 | Otis Engineering Corporation | Pipe snubbing method and apparatus |
| US4085796A (en) * | 1976-11-16 | 1978-04-25 | Otis Engineering Corporation | Well tubing handling system |
| US4119297A (en) * | 1977-03-14 | 1978-10-10 | Gunther Albert W | Snubbing apparatus |
| US4162704A (en) * | 1978-02-23 | 1979-07-31 | Gunther Albert W | Pressure control device |
| US4176722A (en) * | 1978-03-15 | 1979-12-04 | Global Marine, Inc. | Marine riser system with dual purpose lift and heave compensator mechanism |
| US4208158A (en) * | 1978-04-10 | 1980-06-17 | Franklin Enterprises, Inc. | Auxiliary offshore rig and methods for using same |
| US4595062A (en) * | 1980-07-17 | 1986-06-17 | Varco International, Inc. | Well casing jack mechanism |
| US4417624A (en) * | 1981-01-15 | 1983-11-29 | Conoco Inc. | Method and apparatus for controlling the flow of fluids from an open well bore |
| US4401164A (en) * | 1981-04-24 | 1983-08-30 | Baugh Benton F | In situ method and apparatus for inspecting and repairing subsea wellheads |
| US4479547A (en) * | 1981-06-01 | 1984-10-30 | Varco International, Inc. | Well pipe jack |
| US4421175A (en) * | 1981-08-28 | 1983-12-20 | Varco International, Inc. | Method of drilling and casing a well |
| US4476936A (en) * | 1981-12-21 | 1984-10-16 | Varco International, Inc. | Jacking mechanism supported by a wellhead |
| US4479537A (en) * | 1983-09-26 | 1984-10-30 | Midway Fishing Tool Co. | Power tubing hanger and tubing string lifting assembly |
| US4702320A (en) * | 1986-07-31 | 1987-10-27 | Otis Engineering Corporation | Method and system for attaching and removing equipment from a wellhead |
| US4858694A (en) * | 1988-02-16 | 1989-08-22 | Exxon Production Research Company | Heave compensated stabbing and landing tool |
| US5002130A (en) * | 1990-01-29 | 1991-03-26 | Otis Engineering Corp. | System for handling reeled tubing |
| NO177648C (no) * | 1992-02-10 | 1997-04-21 | Kvaerner Energy As | Verktöy for fjernstyrt inntrekking, oppretting og sammen- eller frakopling av en ende av en undervannsledning i forhold til en undervannsinstallasjon |
| US6116345A (en) * | 1995-03-10 | 2000-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Tubing injection systems for oilfield operations |
| US5566772A (en) * | 1995-03-24 | 1996-10-22 | Davis-Lynch, Inc. | Telescoping casing joint for landing a casting string in a well bore |
| US5568837A (en) * | 1995-06-28 | 1996-10-29 | Funk; Kelly | Method of inserting tubing into live wells |
| US6085851A (en) * | 1996-05-03 | 2000-07-11 | Transocean Offshore Inc. | Multi-activity offshore exploration and/or development drill method and apparatus |
| US5791410A (en) | 1997-01-17 | 1998-08-11 | Frank's Casing Crew & Rental Tools, Inc. | Apparatus and method for improved tubular grip assurance |
| US6296066B1 (en) * | 1997-10-27 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
| WO1999067502A1 (en) * | 1998-06-22 | 1999-12-29 | Vibration Technology Llc | Tubular injector with snubbing jack and oscillator |
| US6213216B1 (en) * | 1999-03-05 | 2001-04-10 | Tommie L Rogers | Snubbing unit tong apparatus |
| AU1160801A (en) * | 1999-11-05 | 2001-05-14 | Weatherford/Lamb Inc. | Apparatus and method |
-
2001
- 2001-01-18 GB GBGB0101259.0A patent/GB0101259D0/en not_active Ceased
-
2002
- 2002-01-18 WO PCT/GB2002/000220 patent/WO2002057592A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-01-18 GB GB0201138A patent/GB2371318A/en not_active Withdrawn
- 2002-01-18 EP EP02732153A patent/EP1352149B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-01-18 US US10/169,781 patent/US6814140B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-01-18 DE DE60210068T patent/DE60210068D1/de not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-06-13 NO NO20032690A patent/NO331443B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20030019636A1 (en) | 2003-01-30 |
| NO20032690L (no) | 2003-08-29 |
| GB0101259D0 (en) | 2001-02-28 |
| NO20032690D0 (no) | 2003-06-13 |
| GB2371318A (en) | 2002-07-24 |
| US6814140B2 (en) | 2004-11-09 |
| GB0201138D0 (en) | 2002-03-06 |
| WO2002057592A1 (en) | 2002-07-25 |
| EP1352149B1 (en) | 2006-03-22 |
| DE60210068D1 (de) | 2006-05-11 |
| EP1352149A1 (en) | 2003-10-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO331443B1 (no) | Apparat og fremgangsmate for innforing eller fjerning av en rorstreng fra et havbunnsborehull | |
| US8127854B2 (en) | System and method for rigging up well workover equipment | |
| US7004259B2 (en) | Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive | |
| CN102913162B (zh) | 深海沉积物连续保压取芯海底钻机及作业方法 | |
| NO321993B1 (no) | Apparat og fremgangsmate for a lette sammenkopling av ror ved bruk av et toppdrevet rotasjonssystem | |
| US20130105178A1 (en) | Apparatus and methods for facilitating the connection of tubulars using a top drive | |
| NO332003B1 (no) | Apparat og fremgangsmate for sirkulering av fluid gjennom en rorstreng | |
| NO326295B1 (no) | Bronnsystem med indre foring for kontinuerlig fluidsirkulering | |
| NO337793B1 (no) | System og fremgangsmåter for offlinesammenkobling og håndtering av lengder av oljefeltrør på en boreriggstruktur | |
| NO20120189A1 (no) | Offshoreboresystem | |
| NO326542B1 (no) | Fralandskonstruksjon med en vertikal stromningsledning | |
| NO312560B1 (no) | Intervensjonsmodul for en brönn | |
| NO330579B1 (no) | Anordning ved koblingsorgan for stigerorsystemer | |
| NO316809B1 (no) | Fremgangsmåte og koplingsstykke for tilføyelse eller fjerning av et rørelement | |
| NO337166B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for å tillate kontinuerlig sirkulasjon av borefluid gjennom en borestreng mens det koples borerør dertil | |
| NO310038B1 (no) | Konsentrisk höytrykksstigerörsystem med dobbelt stigerör, og fremgangsmåte for å utföre boreoperasjoner på dypt vann | |
| NO339578B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å føre borevæske ved bruk av en konstruksjon som flyter i en overflate av et hav | |
| NO20140738A1 (no) | Svakt ledd i stigerør | |
| NO328921B1 (no) | Fremgangsmate og anordning i forbindelse med stigeror | |
| NO345357B1 (en) | A heave compensating system for a floating drilling vessel | |
| NO20141064A1 (no) | Flytende konstruksjon og stigerørssystem for boring og produksjon | |
| US11499379B2 (en) | System and method for subsea well operation | |
| NO333539B1 (no) | System og fremgangsmåte for å veksle mellom ordinær boring og høytrykkoperasjoner | |
| NO314463B1 (no) | Anordning ved mekanisert rörtang | |
| NO330829B1 (no) | Et system og en fremgangsmåte for å veksle mellom ordinær boring og høytrykksoperasjoner |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |