NO334008B1

NO334008B1 - Active sealing barrier system in connection with drilling in water or hydrocarbon-bearing wells

Info

Publication number: NO334008B1
Application number: NO20111380A
Authority: NO
Inventors: Per Espen Edvardsen; Tom Kjetil Askeland
Original assignee: Siem Wis As
Priority date: 2011-10-11
Filing date: 2011-10-11
Publication date: 2013-11-11
Also published as: NO20111380A1; WO2013055225A1

Abstract

Det omtales et tetningsarrangement (20) for aktiv tetting rundt en borestreng (10), omfattende 2 eller flere aktive tetningselementer (30a, 30b, 30c) som er innrettet til å omslutte borestrengen (10). Tetningselementene (30a, 30b, 30c) er plassert med en innbyrdes avstand minst tilsvarende lengden av en rørkobling (11), og kan styres fra helt åpen (vanligvis 18 3/4" ID) til å lukkes mot borestrengen (10). Systemet benytter en trykkfordelingsfunksjon for å distribuere belastningen fra differansetrykket over to eller flere tetninger.There is disclosed a sealing arrangement (20) for active sealing around a drill string (10), comprising 2 or more active sealing elements (30a, 30b, 30c) arranged to enclose the drill string (10). The sealing elements (30a, 30b, 30c) are spaced at least equal to the length of a pipe coupling (11) and can be controlled from fully open (usually 18 3/4 "ID) to close against the drill string (10). a pressure distribution function for distributing the load from the differential pressure over two or more seals.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører et system for aktiv tettebarriere i forbindelse med boring i vann- eller hydrokarbonførende brønner, omfattende to eller flere aktive tetningselementer anordnet i et hus og med en innbyrdes avstand som er større enn lengden på en rørkobling, og som muliggjør en tett trykk-barriere når en borestreng med varierende diameter føres inn eller ut av brønnen, samt at systemet omfatter et antall innløpskanaler for injeksjon eller evakuering av et trykkmedium, innrettet til å fordele trykkbelastningen mellom nevnte tetningselementer. The present invention relates to a system for an active sealing barrier in connection with drilling in water- or hydrocarbon-bearing wells, comprising two or more active sealing elements arranged in a housing and with a mutual distance that is greater than the length of a pipe connection, and which enables a tight pressure- barrier when a drill string of varying diameter is led into or out of the well, and that the system comprises a number of inlet channels for injection or evacuation of a pressure medium, designed to distribute the pressure load between said sealing elements.

Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen utstyr, system og fremgangsmåte for og aktivt tette rundt en borestreng som beveger seg inn i, eller ut av, olje- og gassbrønner. Oppfinnelsen kan benyttes for alle vann- eller hydrokarbon førende type brønner, både brønner som har ventiltreet (brønnsikringsventilene) plassert på havbunn, plattform, fartøy, innretning og på land. More specifically, the invention relates to equipment, system and method for and actively sealing around a drill string that moves into, or out of, oil and gas wells. The invention can be used for all water- or hydrocarbon-conducting type wells, both wells that have the valve tree (the well safety valves) located on the seabed, platform, vessel, facility and on land.

Oppfinnelsen har befatning med systemer og metoder som muliggjør intervensjon og boring i overnevnte vann- eller hydrokarbonførende brønner, og spesielt for havbunnsbaserte brønner; både med og uten å benytte stigerørs-forbindelse til overflate- fartøy eller innretning. Systemet og metoden dekker arbeid i overnevnte vann- eller hydrokarbonførende brønner utført ved hjelp av borestreng. The invention is concerned with systems and methods which enable intervention and drilling in the aforementioned water- or hydrocarbon-bearing wells, and in particular for seabed-based wells; both with and without using a riser connection to a surface vessel or facility. The system and method cover work in the aforementioned water- or hydrocarbon-bearing wells carried out using a drill string.

Oppfinnelsen vil representere en aktiv tetting rundt borestreng, som beveger seg inn i eller ut av vann- eller hydrokarbonførende brønner. Oppfinnelsen gjelder både situasjoner hvor brønntrykket er høyere og lavere enn omgivelsestrykket ved ventil treet, dette medfører at oppfinnelsen vil tåle trykk fra begge sider under operasjon og testing. The invention will represent an active seal around the drill string, which moves into or out of water- or hydrocarbon-bearing wells. The invention applies to both situations where the well pressure is higher and lower than the ambient pressure at the valve tree, this means that the invention will withstand pressure from both sides during operation and testing.

Typiske tetninger for denne bruken kan være såkalte ringromsventiler (annular preventers) som normalt finnes som standard utstyr under boreoperasjoner. Disse ventilene er vanligvis ikke-roterende og tilbyr i åpen posisjon nødvendig åpning for bore- og kompletteringsutstyr til å passere gjennom, vanligvis 47,6 cm (18 %") intern diameter. De lukkes normalt ved at en hydraulisk funksjon presser på et gummielement som derved tvinges inn mot utstyr som befinner seg i ventilen, for derved å etablere en hydraulisk tetning over gummielementet. Typical seals for this use can be so-called annular preventers, which are normally found as standard equipment during drilling operations. These valves are usually non-rotating and in the open position offer the necessary opening for drilling and completion equipment to pass through, usually 47.6 cm (18%") internal diameter. They are normally closed by a hydraulic function pressing a rubber element which is thereby forced against equipment located in the valve, thereby establishing a hydraulic seal over the rubber element.

Det finnes også alternative utførelser hvor selve tetningselementet er installert på et lager, det vil si at elementet roterer med borestrengen. Disse roterende elementene lukkes vanligvis på samme måte som de faste, nevnt over. Dagens roterende elementer tilbyr en noe redusert tilgjengelig inner diameter til å kunne kjøre bore og kompletteringsutstyr gjennom, typisk 27,9 cm (11") inner diameter. There are also alternative designs where the sealing element itself is installed on a bearing, that is, the element rotates with the drill string. These rotating elements are usually closed in the same way as the fixed ones, mentioned above. Today's rotary elements offer a somewhat reduced available inner diameter to drive drilling and completion equipment through, typically 27.9 cm (11") inner diameter.

Oppfinnelsen vil være spesielt egnet til operasjoner som innebærer boring gjennom eksisterende produksjonsrør i en brønn, da spesielt havbunnsbaserte brønner hvor oppfinnelsen sammen med andre systemer vil kunne bidra til å fjerne stigerørsforbindelsen til overflate fartøy eller innretning. The invention will be particularly suitable for operations that involve drilling through existing production pipes in a well, especially seabed-based wells where the invention together with other systems will be able to help remove the riser connection to surface vessels or facilities.

Dagens metoder for å utføre brønnintervensjoner eller boring i havbunns-installerte brønner ved hjelp av borestreng, er basert på å benytte en stigerørs-forbindelse mellom brønnhodet og overflate utstyret på overflate fartøyet eller innretningen. Dette krever et stort, og derved kostbart, overflate- fartøy eller innretning, som må kunne ha plass til utblåsningssikringsventiler (BOP) for stigerør, stigerør for havdypet det skal arbeides på, samt annet utstyr som kreves for trykkontroll og beredskapshåndtering. Today's methods for carrying out well interventions or drilling in seabed-installed wells using a drill string are based on using a riser connection between the wellhead and the surface equipment on the surface vessel or facility. This requires a large, and therefore expensive, surface vessel or facility, which must be able to accommodate blowout protection valves (BOP) for risers, risers for the sea depth to be worked on, as well as other equipment required for pressure control and emergency management.

Aktive tetninger har lenge vært benyttet for såkalte "annular preventers (annular BOP)". Disse har store gummielementer som presses sammen ved hjelp av hydrauliske stempler. Vanligvis er disse tetningene faste uten rotasjon, men det finnes noen utgaver utstyr hvor selve tetningen roterer inne i huset på kulelager. Active seals have long been used for so-called "annular preventers (annular BOP)". These have large rubber elements that are pressed together using hydraulic pistons. Usually these seals are fixed without rotation, but there are some versions of equipment where the seal itself rotates inside the housing on ball bearings.

Foreliggende oppfinnelse har flere formål, blant annet å hindre borevæske fra brønnen å kunne lekke til miljø, samt muliggjøre og kunne tilføre brønnen trykk i tillegg til borevæsken og dermed kunne utføre trykkstyrte boreoperasjoner. Oppfinnelsen vil kunne hindre at væske strømmer fra omgivelsene (ved operasjon uten stigerør: vann, og ved operasjon med stigerør: borevæske) inn i brønnen. The present invention has several purposes, including preventing drilling fluid from the well from being able to leak into the environment, as well as enabling and being able to add pressure to the well in addition to the drilling fluid and thus be able to perform pressure-controlled drilling operations. The invention will be able to prevent liquid from flowing from the surroundings (for operation without a riser: water, and for operation with a riser: drilling fluid) into the well.

Ved barriere menes det at systemet isolerer brønntrykk og at man kontinuerlig overvåker tilstanden til barrieren ved hjelp av trykk- og temperatur monitorering både over, mellom og under tettingene. Tetningene er sammenstilt slik at de danner en felles ytre trykkbeholder som skal holde på trykket. Barrier means that the system isolates well pressure and that the condition of the barrier is continuously monitored using pressure and temperature monitoring both above, between and below the seals. The seals are assembled so that they form a common outer pressure vessel that must hold the pressure.

Fra patentlitteratur vises til US 2012/0043726 A1 og som omhandler et paknings- eller tetningsarrangement for tetning av en tetningssammenstilling og en modulær tetningsenhet for en roterende reguleringsanordning til bruk i et offshore-miljø. Den modulære tetningsenheten omfatter et første ytre hus, et første tetningshus låsbar innenfor det første ytre huset, og et første tetningselement anordnet på en nedre ende av den første tetningshuset. From the patent literature reference is made to US 2012/0043726 A1 and which deals with a packing or sealing arrangement for sealing a sealing assembly and a modular sealing unit for a rotary control device for use in an offshore environment. The modular sealing unit comprises a first outer housing, a first sealing housing lockable within the first outer housing, and a first sealing element arranged on a lower end of the first sealing housing.

Det første tetningselement omfatter en gjennomgående boring konfigurert for å motta en borestreng, og en tettende overflate konfigurert til å tette mot borestrengen. Den modulære tetningsenheten omfatter også en første koplingsdel utformet for å kople det første tetningshuset til det første ytre huset, og en andre koblingsdel utformet for å kople det første tetningshuset til en som er valgt fra et andre ytre hus av en andre modulær tetningsenhet eller kjøreverktøyadapter. The first sealing element comprises a through bore configured to receive a drill string, and a sealing surface configured to seal against the drill string. The modular seal assembly also includes a first coupling portion designed to couple the first seal housing to the first outer housing, and a second coupling portion designed to couple the first seal housing to one selected from a second outer housing of a second modular sealing unit or drive tool adapter.

Fra US 2005/0061499 Aler det kjent en avtakbar tetning som er anordnet for posisjonering i en boring rundt et element som i bruk passerer derigjennom. Tetningen omfatter en sylindrisk ytre hylse med en aksial boring, der hylsen har minst en tilkoblingsdel for innkopling med en indre overflate av boringen og et tettende element montert på en sylindrisk ytre hylse som strekker seg inn i den aksiale boring for å tette rundt elementet som passerer gjennom dette. From US 2005/0061499 Aler discloses a removable seal which is arranged for positioning in a bore around an element which in use passes through it. The seal comprises a cylindrical outer sleeve having an axial bore, the sleeve having at least one connecting portion for engagement with an inner surface of the bore and a sealing member mounted on a cylindrical outer sleeve extending into the axial bore to seal around the member passing through through this.

Det vises også til NO 326492 B1, og som er omtalt senere. Reference is also made to NO 326492 B1, which is discussed later.

I følge oppfinnelsen frembringes et system for aktiv tettebarriere i forbindelse med boring i vann- eller hydrokarbonførende brønner, omfattende to eller flere aktive tetningselementer anordnet i et hus og med en innbyrdes avstand som er større enn lengden på en rørkobling, og som muliggjør en tett trykk-barriere når en borestreng med varierende diameter føres inn eller ut av brønnen, samt at systemet omfatter et antall innløpskanaler for injeksjon eller evakuering av et trykkmedium, innrettet til å fordele trykkbelastningen mellom nevnte tetningselementer, kjennetegnet ved at den aktive tettebarrieren er innrettet til å gi full åpning for boreverktøy når den ikke er i bruk og at tettebarrieren ved aktivering frembringer tetning mot borestrengen, idet nevnte tetninger er innrettet til aktivt å åpnes og stenges når rørkoblingen skal føres igjennom systemet, og at hvert tetningselement er forbundet med en hydraulisk linje for injeksjon av grease eller friksjonsreduserende medium direkte inn i tetteflaten mellom pakninger i tetningselementene. According to the invention, a system for active sealing barrier in connection with drilling in water- or hydrocarbon-bearing wells is produced, comprising two or more active sealing elements arranged in a housing and with a mutual distance that is greater than the length of a pipe connection, and which enables a tight pressure -barrier when a drill string of varying diameter is led into or out of the well, and that the system comprises a number of inlet channels for injection or evacuation of a pressure medium, designed to distribute the pressure load between said sealing elements, characterized in that the active sealing barrier is designed to provide full opening for drilling tools when not in use and that the sealing barrier produces a seal against the drill string when activated, as said seals are designed to actively open and close when the pipe coupling is to be passed through the system, and that each sealing element is connected to a hydraulic line for injection of grease or friction-reducing medium directly into the sealing surface between gaskets in the sealing elements.

Alternative utførelser er angitt i de uselvstendige kravene. Alternative designs are specified in the independent requirements.

Trykkdifferansen mellom brønn og omgivelser kan være innrettet til å fordeles med lik andel over hver av de til enhver tid aktive tetningene via et trykkfordelingssystem som kommuniserer med den hydrauliske væsken mellom tetningene gjennom de hydrauliske porter. The pressure difference between well and surroundings can be arranged to be distributed equally over each of the seals active at any time via a pressure distribution system that communicates with the hydraulic fluid between the seals through the hydraulic ports.

Tetningselementene kan omfatte minst ett skive- eller ringformet pakningselement av et elastisk materiale, så som elastomerisk materiale, innrettet til å omslutte nevnte borestreng. Videre kan tetningselementene være innrettet til å rotere i huset. The sealing elements may comprise at least one disk-shaped or ring-shaped sealing element of an elastic material, such as elastomeric material, designed to enclose said drill string. Furthermore, the sealing elements can be arranged to rotate in the housing.

Med brønnsikringsutstyr menes påkrevde utblåsningssikringer (BOP, kutteventiler etc.) og nødvendige tilkoblinger for føring og kontroll av brønn-eller borevæske. Well protection equipment means required blowout protection (BOP, cut-off valves etc.) and necessary connections for guiding and controlling well or drilling fluid.

Tilhørende oppfinnelsen hører en trykkfordelingsfunksjon, et såkalt gradient system. Systemet er koblet inn i rommene mellom tetningselementene via hydrauliske rør og har flere funksjoner. En funksjon er å påføre et bestemt trykk i rommet mellom to tetninger for på den måten å kontrollere trykkbelastingen til den enkelte tetningen og derved fordele totalbelastningen over to eller flere tetninger. En annen funksjon er å representere en evakuering/tilførsel for væske i rommet mellom to tetninger når rørkoblingen kommer inn i dette rommet med sin større diameter. Ved hjelp av gradientsystemet blir den totale trykkbelastning mellom brønnens ringrom og omgivelsene fordelt over de til enhver tid aktive tetninger. A pressure distribution function, a so-called gradient system, belongs to the invention. The system is connected into the spaces between the sealing elements via hydraulic pipes and has several functions. One function is to apply a specific pressure in the space between two seals in order to control the pressure load of the individual seal and thereby distribute the total load over two or more seals. Another function is to represent an evacuation/supply for liquid in the space between two seals when the pipe connection enters this space with its larger diameter. With the aid of the gradient system, the total pressure load between the well's annulus and the surroundings is distributed over the seals that are active at all times.

Eksempel; er det 90 bar i total trykkbelastning over tetningene så vil trykket bli fordelt med 30 bar del-trykk over hvert tetningselement. Derved reduseres belastningen på den enkelte tetning, levetiden økes betydelig, og man har en redundans funksjon om en tetning skulle få redusert effekt. Example; if there is 90 bar in total pressure load over the seals, the pressure will be distributed with 30 bar partial pressure over each sealing element. Thereby, the load on the individual seal is reduced, the service life is increased significantly, and you have a redundancy function should a seal become less effective.

Tetningene kan aktivt reguleres slik at en under boreoperasjoner muliggjør å kunne slippe gjennom rørkoblinger samt å kunne fungere som en tett barriere når borestrengen føres igjennom systemet. Tetningselementene kan plasseres med en innbyrdes avstand som medfører at bare ett av tetningselementene vil kunne være eksponert for en rørkobling i borestrengen til enhver tid. The seals can be actively regulated so that during drilling operations it is possible to be able to slip through pipe connections and to be able to function as a tight barrier when the drill string is passed through the system. The sealing elements can be placed at a distance from each other which means that only one of the sealing elements will be exposed to a pipe connection in the drill string at any time.

Borestrengen kjøres inn i brønnen ved hjelp av tyngde av borestreng og nedihullsverktøy, samt eventuelt krefter påført ved hjelp av eksterne systemer. The drill string is driven into the well using the weight of the drill string and downhole tools, as well as any forces applied using external systems.

I forbindelse med boreoperasjoner i brønner ved hjelp av borestreng, snubbing eller kveilerør, vil det benyttes nødvendig komplementære systemer for å ivareta andre funksjoner som er påkrevet for gjennomføring av operasjonen (kutte- og tettefunksjoner, frakoblingssystemer, borevæske systemer etc). Denne oppfinnelsen innbefatter den aktive tettefunksjonen hvor to eller flere tetninger kombineres, fordelingen av trykkbelastning over disse, samt injeksjon av smøremiddel direkte i tetningsflaten. Oppfinnelsen tar ikke hensyn til hvordan borestrengen som skal inn i brønnen opereres eller kjøres, og dekker som sådan enhver form for slike metoder. In connection with drilling operations in wells using drill string, snubbing or coiled tubing, complementary systems will be used as necessary to take care of other functions that are required for carrying out the operation (cutting and sealing functions, disconnection systems, drilling fluid systems, etc.). This invention includes the active sealing function where two or more seals are combined, the distribution of pressure load over them, as well as the injection of lubricant directly into the sealing surface. The invention does not take into account how the drill string to enter the well is operated or driven, and as such covers any form of such methods.

Videre kan tetningselementene omfatte minst ett skive- eller ringformet pakningselement av et elastisk materiale, så som elastomerisk materiale, innrettet til å omslutte nevnte borestreng. Tetningselementene kan også være innrettet til å rotere i huset eller beholderen. Furthermore, the sealing elements may comprise at least one disk-shaped or ring-shaped sealing element of an elastic material, such as elastomeric material, arranged to enclose said drill string. The sealing elements can also be arranged to rotate in the housing or container.

Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere med henvisning til de vedlagte tegninger, hvori: Figur 1 viser et snitt av system i følge foreliggende oppfinnelse. Figurene 2-8 viser systemet i ulike konfigurasjoner, ettersom en borestreng drives gjennom. Figur 9 viser et kjent tetningsarrangement som kan integreres med foreliggende oppfinnelse. Figur 1 viser en mulig utførelse av oppfinnelsen. En ytre beholder eller hus 20 er sammensatt av tre aktive tetningselement 30a, 30b, 30c. Gjennom denne løper en borestreng 10 som ved jevne mellomrom er sammenkoblet via en rørkobling 11. Systemet er i dette tilfellet montert på toppen av annet påkrevet brønnsikringsutstyr 40.1 rommene mellom tetningselementene 30a, 30b, 30c, er det hydrauliske rørkoblinger 50a, 50b for kommunikasjon til en trykkfordelingsfunksjon. I tillegg muliggjør de hydrauliske rørkoblingene 50a, 50b flytting av væske ved behov, typisk når rørkoblingen 11 med sin økte diameter sammenlignet med resten av borestrengen 10, entrer eller går ut av områdene The invention will now be described in more detail with reference to the attached drawings, in which: Figure 1 shows a section of a system according to the present invention. Figures 2-8 show the system in various configurations, as a drill string is driven through. Figure 9 shows a known sealing arrangement which can be integrated with the present invention. Figure 1 shows a possible embodiment of the invention. An outer container or housing 20 is composed of three active sealing elements 30a, 30b, 30c. Through this runs a drill string 10 which is connected at regular intervals via a pipe coupling 11. The system is in this case mounted on top of other required well protection equipment 40.1 the spaces between the sealing elements 30a, 30b, 30c, there are hydraulic pipe couplings 50a, 50b for communication to a pressure distribution function. In addition, the hydraulic pipe couplings 50a, 50b enable the movement of liquid when necessary, typically when the pipe coupling 11 with its increased diameter compared to the rest of the drill string 10, enters or exits the areas

mellom to stengte tetninger. For å redusere friksjon, tilføre kjøling, samt hindre lekkasje kan hvert enkelt tetningselement 30a, 30b, 30c bli tilført grease eller annet friksjonsreduserende middel direkte inn i tetningsflaten mellom tetningselementet og borestrengen 10 via innløpskanaler 60a, 60b, 60c. between two closed seals. To reduce friction, provide cooling, and prevent leakage, each individual sealing element 30a, 30b, 30c can be supplied with grease or another friction-reducing agent directly into the sealing surface between the sealing element and the drill string 10 via inlet channels 60a, 60b, 60c.

For åpning eller lukking av tetningselementene 30a,30b,30c kan det benyttes eksempelvis hydrauliske stempler som presser sammen tetningselementene. Andre kjente teknikker kan også benyttes. For opening or closing the sealing elements 30a, 30b, 30c, hydraulic pistons can be used, for example, which press the sealing elements together. Other known techniques can also be used.

Grease eller annet friksjonsreduserende middel vil bli injisert med et trykk som fortrinnsvis ligger høyere enn det høyeste trykket som omgir tetningen fra brønn eller omgivelse, og vil på den måten sørge for å hindre innstrømming av væske eller gass gjennom tetningen. Grease or other friction-reducing agent will be injected at a pressure that is preferably higher than the highest pressure surrounding the seal from the well or surroundings, and will in that way prevent the inflow of liquid or gas through the seal.

Tetningene kan styres fra åpen, vanligvis 47,6 cm (18 Va") ID, til stengt mot en borestreng. Utførelsen kan både være med roterende tetning (tetningen er festet i et lager) eller med stasjonær tetning uten lager. Figur 1 viser en utførelse av foreliggende system bestående av tre tetningselementer 30a, 30b, 30c som alle er åpne. Tetningselementene er plassert med en innbyrdes avstand som gir plass til en rørkobling 11 mellom disse. Konfigurasjonen og systemet kan benyttes uavhengig av om brønnsikrings-systemet 40 er lokalisert på havbunnen eller er tilgjengelig på overflaten/land. Annet utstyr som er påkrevet av operasjonen kan være installert under og/eller over tetningssystemet. Figur 2 viser systemet i operasjon med alle tetningselementene 30a, 30b, 30c lukket mot borestrengen 10.1 denne situasjonen vil den totale trykkbelastningen fordeles bli fordelt over de tre elementene 30a, 30b, 30c. Figur 3 følger situasjonen i figur 2, og viser en situasjon hvor de nederste tetningselementene 30b, 30c tetter mot borestrengen 10, mens det øverste 30a er åpnet tilstrekkelig for å slippe rørkoblingen 11 forbi med minimal slitasje. Trykket holdes nå hovedsaklig av det midterste 30b og det nederste tetningselementet 30c. Figur 4 følger situasjonen i figur 3, man har nå lukket alle tre tetningselementene 30a, 30b, 30c mot borestrengen 10 og rørkoblingen 11 befinner seg mellom det øverste 30a og det midterste elementet 30b. Figur 5 følger figur 4, og det midterste tetningselementet 30b er nå åpnet tilstrekkelig for å slippe rørkoblingen 11 forbi med minimal slitasje, ned til å være i posisjon rett over det nederste elementet 30c. Trykket holdes nå hovedsaklig av det øverste 30a og det nederste tetningselementet 30c. Figur 6 følger figur 5, man har nå lukket alle tre tetningselementene 30a, 30b, 30c mot borestrengen 10 og rørkoblingen 11 befinner seg mellom det midterste 30b og det nederste elementet 30c. Figur 7 følger figur 6, man har nå åpnet det nederste elementet 30c tilstrekkelig for å slippe rørkoblingen forbi med minimal slitasje. Trykket holdes nå hovedsaklig av det øverste 30a og det midterste tetningselementet 30b. Figur 8 følger figur 7, man har nå lukket alle tre tetningselementene 30a, 30b, 30c mot borestrengen 10, og rørkoblingen 11 befinner seg under alle elementene 30a, 30b, 30c og videre kjøring av borestrengen 10 kan iverksettes. Trykkbelastningen er nå fordelt over alle de lukkede elementene. Figur 2-8 viser en hvordan de aktive tettingene 30a, 30b, 30c normalt opereres når en rørkobling 11 skal kjøres gjennom for å sikre at tetningselementene 30A, 30B, 30C ikke utsettes for slitasje fra rørkoblingen 11 som normalt har merker etter oppgjøring på boredekk. Sekvensen utføres i omvendt rekkefølge om man trekker borestrengen ut av brønnen. The seals can be controlled from open, usually 47.6 cm (18 Va") ID, to closed against a drill string. The design can be both with a rotary seal (the seal is fixed in a bearing) or with a stationary seal without a bearing. Figure 1 shows a execution of the present system consisting of three sealing elements 30a, 30b, 30c which are all open. The sealing elements are placed with a mutual distance that provides space for a pipe connection 11 between them. The configuration and the system can be used regardless of whether the well protection system 40 is located on the seabed or is accessible on the surface/shore. Other equipment required by the operation may be installed below and/or above the sealing system. Figure 2 shows the system in operation with all sealing elements 30a, 30b, 30c closed against the drill string 10.1 this situation the total pressure load will be distributed over the three elements 30a, 30b, 30c. Figure 3 follows the situation in Figure 2, and shows a situation where the bottom sealing elements 30b, 30c seal against the drill string 10, while the upper 30a is opened sufficiently to let the pipe coupling 11 pass with minimal wear. The pressure is now maintained mainly by the middle 30b and the bottom sealing element 30c. Figure 4 follows the situation in Figure 3, one has now closed all three sealing elements 30a, 30b, 30c against the drill string 10 and the pipe connection 11 is located between the top 30a and the middle element 30b. Figure 5 follows Figure 4, and the middle sealing element 30b is now opened sufficiently to let the pipe coupling 11 pass with minimal wear, down to be in position directly above the bottom element 30c. The pressure is now maintained mainly by the upper 30a and the lower sealing element 30c. Figure 6 follows Figure 5, all three sealing elements 30a, 30b, 30c have now been closed against the drill string 10 and the pipe connection 11 is located between the middle 30b and the bottom element 30c. Figure 7 follows Figure 6, the lowermost element 30c has now been opened sufficiently to let the pipe connection pass with minimal wear. The pressure is now maintained mainly by the top 30a and the middle sealing element 30b. Figure 8 follows Figure 7, one has now closed all three sealing elements 30a, 30b, 30c against the drill string 10, and the pipe coupling 11 is located under all elements 30a, 30b, 30c and further running of the drill string 10 can be started. The pressure load is now distributed over all the closed elements. Figure 2-8 shows how the active seals 30a, 30b, 30c are normally operated when a pipe coupling 11 is to be driven through to ensure that the sealing elements 30A, 30B, 30C are not exposed to wear from the pipe coupling 11, which normally has marks after construction on the drill deck. The sequence is carried out in reverse order if the drill string is pulled out of the well.

I det etterfølgende skal ulike eksempelutførelser beskrives, men det må forstås at også andre mulige konfigurasjoner er mulig innenfor rammen av oppfinnelsen. In what follows, various exemplary embodiments will be described, but it must be understood that other possible configurations are also possible within the scope of the invention.

Konfigurasjon 1; utførelse av foreliggende system lokalisert på toppen av en tenkt konfigurering i forbindelse med boreoperasjon. Configuration 1; implementation of the present system located on top of an imaginary configuration in connection with drilling operations.

Systemet refererer til figur 1. Systemet kan bestå av et brønnsikringssystem 40 til bruk ved boring og den aktive tetningen 20 inkludert tetningselementene 30a, 30b,30c. Den aktive tetningen 20 er plassert over brønnsikringssystemet 40 i sammenstillingen og vil ivareta trykkontroll under bore eller intervensjonsarbeid. Tetningen 20 skal kunne motstå trykk fra begge sider, men fortrinnsvis høyere trykk fra brønnsiden enn fra omgivelsestrykket. Over den aktive tetningen 20 er det i utgangspunktet intet annet utstyr. Dette medfører at det ved operasjonen hvor brønnsikringssystemet 40 og den aktive tetningen 20 er plassert på havbunnen vil det være omgitt av vann. Bore- eller brønnintervensjonen vil da gjennomføres stigerørsfritt. The system refers to figure 1. The system can consist of a well protection system 40 for use during drilling and the active seal 20 including the sealing elements 30a, 30b, 30c. The active seal 20 is placed above the well protection system 40 in the assembly and will take care of pressure control during drilling or intervention work. The seal 20 must be able to withstand pressure from both sides, but preferably higher pressure from the well side than from the ambient pressure. Above the active seal 20, there is basically no other equipment. This means that during the operation where the well protection system 40 and the active seal 20 are placed on the seabed, it will be surrounded by water. The drilling or well intervention will then be carried out without risers.

Konfigurasjon 2; utførelse av foreliggende system lokalisert på toppen av en tenkt konfigurering i forbindelse med boreoperasjon. Configuration 2; implementation of the present system located on top of an imaginary configuration in connection with drilling operations.

Systemet refererer til figur 1. Systemet består av et brønnsikringssystem 40 til bruk ved boring og den aktive tetningen 20 inkludert tetningselementene 30a, 30b,30c. Den aktive tetningen er plassert over brønnsikringssystemet 40 i sammenstillingen og vil ivareta trykkontroll under bore eller intervensjonsarbeid. Tetningen skal kunne motstå trykk fra begge sider, men fortrinnsvis høyere trykk fra brønnsiden enn fra omgivelsestrykket. The system refers to figure 1. The system consists of a well protection system 40 for use during drilling and the active seal 20 including the sealing elements 30a, 30b, 30c. The active seal is placed above the well protection system 40 in the assembly and will take care of pressure control during drilling or intervention work. The seal must be able to withstand pressure from both sides, but preferably higher pressure from the well side than from the ambient pressure.

Over den aktive tetningen 20 er det koblet til et stigerør 70 som leder borestreng 10 og annet brønnverktøy inn og ut avbrønnen, i tillegg til å kunne håndtere borevæske. Stigerøret 70 kan løpe både i vann og luft for å kunne lede til tilhørende utstyr ombord i innretning, flyterigg, eller på land. Above the active seal 20, a riser pipe 70 is connected which guides drill string 10 and other well tools into and out of the well, in addition to being able to handle drilling fluid. The riser 70 can run both in water and in air to be able to lead to associated equipment on board a facility, floating rig, or on land.

Foreliggende oppfinnelse kan kombineres med et tetningsarrangement for dynamisk tetning rundt en borestreng, slik som omtalt N0326492B1. Dette tetningsarrangementet for dynamisk tetting rundt en borestreng 10 eller kveilerør, kan omfatte en langstrakt dynamisk tetningsenhet 110 som er innrettet til å omslutte borestrengen, idet tetningsenheten 110 omfatter et antall sett med hovedtetninger 120 anordnet med innbyrdes avstand i langsgående retning i tetningsenheten 110, hvor nevnte hovedtetninger 120 omfatter minst ett skive- eller ringformet pakningselement 130 av et elastisk materiale, så som elastomerisk materiale, innrettet til å omslutte nevnte borestreng. Videre kan nevnte hovedtetning 120 omfatter minst en innløpskanal innrett for mottak av et friksjonsreduserende medium gjennom eller via tetningen, direkte inn i pakningselementets 130 tetteflate mot borestrengen. The present invention can be combined with a sealing arrangement for dynamic sealing around a drill string, as described in N0326492B1. This sealing arrangement for dynamic sealing around a drill string 10 or coiled pipe can comprise an elongated dynamic sealing unit 110 which is arranged to enclose the drill string, the sealing unit 110 comprising a number of sets of main seals 120 arranged at a distance from each other in the longitudinal direction in the sealing unit 110, where said main seals 120 comprise at least one disc or ring-shaped packing element 130 of an elastic material, such as elastomeric material, arranged to enclose said drill string. Furthermore, said main seal 120 can comprise at least one inlet channel arranged for receiving a friction-reducing medium through or via the seal, directly into the sealing surface of the sealing element 130 against the drill string.

Pakningselementene 130 kan således utgjøre pakninger i tetningselementene 30a, 30b, 30c i foreliggende oppfinnelse. The sealing elements 130 can thus constitute gaskets in the sealing elements 30a, 30b, 30c in the present invention.

Det friksjonsreduserende medium kan bli injisert mellom nevnte skive- eller ringformete pakningselementer 130 via injeksjonslinjer 140. Tilsvarende kan injeksjonslinjene 140 være koblet til innløpskanalene 60a, 60ab, 60c. The friction-reducing medium can be injected between said disc or ring-shaped packing elements 130 via injection lines 140. Correspondingly, the injection lines 140 can be connected to the inlet channels 60a, 60ab, 60c.

Tetningsenheten kan videre være forbundet med en injektor innrettet til å injisere nevnte friksjonsreduserende medium via en port 150 i tetningsenhetens sidevegg, og nevnte friksjonsreduserende medium kan være olje, grease eller lignende smøremiddel. The sealing unit can further be connected to an injector designed to inject said friction-reducing medium via a port 150 in the side wall of the sealing unit, and said friction-reducing medium can be oil, grease or a similar lubricant.

Claims

1. System for active sealing barrier in connection with drilling in water- or hydrocarbon-bearing wells, comprising two or more active sealing elements (30a, 30b, 30c) arranged in a housing (20) and with a mutual distance that is greater than the length of a pipe connection (11), and which enables a tight pressure barrier when a drill string (10) of varying diameter is led into or out of the well, and that the system comprises a number of inlet channels (50a, 50b) for injection or evacuation of a pressure medium, designed to to distribute the pressure load between said sealing elements (30a, 30b, 30c), characterized in that - the active sealing barrier is designed to provide a full opening for drilling tools when it is not in use and that the sealing barrier, when activated, produces a seal against the drill string (10), the said seals (30a, 30b, 30c) are designed to actively open and close when the pipe coupling (11) is to be passed through the system, and - that each sealing element (30a, 30b, 30c) is connected with a hydraulic line je (60a, 60b, 60c) for injecting grease or friction-reducing medium directly into the sealing surface between gaskets in the sealing elements (30a, 30b, 30c).

2. System in accordance with claim 1, characterized in that the pressure difference between the well and the surroundings is arranged to be distributed equally over each of the seals (30a, 30b, 30c) active at any time via a pressure distribution system that communicates with the hydraulic fluid between the seals (30a, 30b, 30c) through the hydraulic ports (50a, 50b).

3. System in accordance with claim 1, characterized in that the sealing elements (30a, 30b, 30c) comprise at least one disk or ring-shaped sealing element of an elastic material, such as elastomeric material, designed to enclose said drill string (10).

4. System in accordance with claim 1, characterized in that the sealing elements (30a, 30b, 30c) are arranged to rotate in the housing (20).