NO335857B1

NO335857B1 - Coupler for continuous circulation of a drilling fluid through a drill string during the addition or removal of pipes

Info

Publication number: NO335857B1
Application number: NO20031857A
Authority: NO
Inventors: Laurence John Ayling
Original assignee: Coupler Dev Ltd
Priority date: 2000-10-31
Filing date: 2003-04-25
Publication date: 2015-03-09
Also published as: MXPA03003670A; EP1330590A1; GB0026598D0; NO20031857L; WO2002036928A1; CA2427204A1; BR0115380A; NO20031857D0; AU2002210739A1

Description

KOPLER FOR KONTINUERLIG SIRKULASJON AV ET BORE-FLUID GJENNOM EN BORESTRENG UNDER TILFØYELSE ELLER FJERNING AV RØR COUPLERS FOR CONTINUOUS CIRCULATION OF A DRILLING FLUID THROUGH A DRILL STRING WHILE ADDING OR REMOVING PIPE

Denne oppfinnelse vedrører boring av brønner, og nærmere bestemt et apparat for boring av brønner på en mer effektiv og virkningsfull måte for å bevirke en vesentlig reduksjon av kostnadene forbundet med å bore en brønn, hvilke kan beløpe seg til flere millioner dollar. This invention relates to the drilling of wells, and more specifically an apparatus for drilling wells in a more efficient and effective manner to effect a substantial reduction of the costs associated with drilling a well, which can amount to several million dollars.

Det er kjent i boreindustrien, og spesielt innenfor det område som dreier seg om boring etter olje, gass og andre hydrokarboner, at borestrenger omfatter et stort antall rørseksjoner, i det følgende benevnt "rør", hvilke er koplet sammen ved hjelp av hanngjenger på tappene og hunngjenger i muffene. Det er også velkjent at slike rør må føyes til borestrengen, ett om gangen eller i seksjoner på 2 eller 3 sammenkoplete rør, etter hvert som strengen som bærer borkronen, borer seg ned i grunnen, innenfor oljeboringssektoren ofte ned til flere kilometer under grunnen. Av ulike grunner er det under boringen og etter at borehullet er blitt boret ut, nødvendig trekke borestrengen helt eller delvis ut av hullet. Igjen må hver rørseksjon skrus av, en om gangen, når borestrengen i den grad det er ønskelig, bringes opp. It is known in the drilling industry, and especially in the field of drilling for oil, gas and other hydrocarbons, that drill strings comprise a large number of pipe sections, hereinafter referred to as "pipes", which are connected together by means of male threads on the studs and female threads in the sleeves. It is also well known that such pipes must be added to the drill string, one at a time or in sections of 2 or 3 interconnected pipes, as the string carrying the bit drills down into the ground, within the oil drilling sector often down to several kilometers underground. For various reasons, during drilling and after the borehole has been drilled, it is necessary to pull the drill string completely or partially out of the hole. Again, each pipe section must be unscrewed, one at a time, when the drill string is brought up to the extent desired.

Med tidligere kjente systemer er det hver gang et rør føyes til eller fjernes fra strengen, nødvendig å stanse borearbeidet og sirkulasjonen av borefluid. Dette fører til en kostbar forsinkelse av hele borearbeidet, fordi sirkulasjonen av borefluider er ytterst viktig når det gjelder å opprettholde et stabilt bunnhullstrykk og en stabil og nær kon-stant ekvivalent sirkulasjonstetthet (ECD), hvilket er velkjent innen fagområdet. I tillegg kan fravær av kontinuerlig sirkulasjon av borefluid under innkjøring eller uttrek-king av borestrengen forårsake trykkforandringer i brønnen, hvilket igjen kan forårsake brønnspark, noe som også er velkjent. With previously known systems, every time a pipe is added to or removed from the string, it is necessary to stop the drilling work and the circulation of drilling fluid. This leads to a costly delay of the entire drilling work, because the circulation of drilling fluids is extremely important when it comes to maintaining a stable bottom hole pressure and a stable and near-constant equivalent circulation density (ECD), which is well known in the field. In addition, absence of continuous circulation of drilling fluid during run-in or extraction of the drill string can cause pressure changes in the well, which in turn can cause well kick, which is also well known.

I tillegg til borearbeidet er det også nødvendig å anbringe foringsrør i det uforede hullet. Som for rør, byr anbringelsen av fåringsrørseksjoner ifølge tidligere kjent teknikk på de samme grunnleggende problemer. Det vil si at strømmen av borefluider må stanses og borestrengen må trekkes helt ut for foringsrøret kan kjøres inn i brønnen, noe som i enkelte tilfeller krever sirkulasjon av fluider og rotasjon av foringsrøret. Den foreliggende oppfinnelse gir en vesentlig reduksjon av tidsforbruket og kostnaden forbundet med borearbeider, gjennom å muliggjøre kontinuerlig sirkulasjon av bore-fluid under tilføyelse eller fjerning av rør, og også under innkjøring av fåringsstrenger i borehullet. I tillegg gjør den foreliggende oppfinnelse det mulig å opprettholde rotasjon av borestrengen under tilføyelse eller fjerning av rør, dersom dette er ønskelig. Med tanke på at det kreves hundrevis av rør pr. kilometer av borestreng, vil den foreliggende oppfinnelse for hver borede kilometer eliminere hundrevis av avbrytelser i sirkulasjonen av borefluid og samme antall avbrudd i rotasjonen av borestrengen og borearbeidet. In addition to the drilling work, it is also necessary to place casing in the lined hole. As with pipes, the placement of grooved pipe sections according to the prior art presents the same basic problems. This means that the flow of drilling fluids must be stopped and the drill string must be pulled out completely before the casing can be driven into the well, which in some cases requires circulation of fluids and rotation of the casing. The present invention provides a significant reduction of the time consumption and the cost associated with drilling work, by enabling continuous circulation of drilling fluid during the addition or removal of pipes, and also during driving of casing strings into the borehole. In addition, the present invention makes it possible to maintain rotation of the drill string during the addition or removal of pipe, if this is desired. Considering that hundreds of pipes are required per kilometer of drill string, the present invention will, for every kilometer drilled, eliminate hundreds of interruptions in the circulation of drilling fluid and the same number of interruptions in the rotation of the drill string and the drilling work.

WO0022278A1 beskriver en fremgangsmåte for boring hvor sirkulasjon av borevæske skjer kontinuerlig mens rør settes inn i eller fjernes fra borstrengen ved tilførsel av borevæske til et kammer ti Ida n net mellom øvre og nedre kilebelter/gripere, idet borevæske under avbrudd i tilførselen gjennom det øvre røret, tilføres gjennom gapet mellom det øvre røret og borestrengen. WO0022278A1 describes a method for drilling where circulation of drilling fluid takes place continuously while pipes are inserted into or removed from the drill string by supplying drilling fluid to a chamber ten Ida n net between upper and lower wedge belts/grippers, the drilling fluid being interrupted in the supply through the upper pipe , is supplied through the gap between the upper pipe and the drill string.

WO0023686A1 beskriver på lignende vis et apparat for sammensetting og demonte-ring av en rørstreng, hvor borevæske vekselvis tilføres gjennom en kopling innrettet til midlertidig tilkopling til en øvre ende av et rør og gjennom et kammer som omslutter et parti av rørstrengen WO0023686A1 similarly describes an apparatus for assembling and disassembling a pipe string, where drilling fluid is alternately supplied through a coupling arranged for temporary connection to an upper end of a pipe and through a chamber which encloses a part of the pipe string

Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste én av ulempene ved kjent teknikk, eller i det minste å skaffe til veie et nyttig alternativ til kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or to reduce at least one of the disadvantages of known technology, or at least to provide a useful alternative to known technology.

Formålet oppnås ved trekkene som er angitt i nedenstående beskrivelse og i de etter-følgende patentkravene. The purpose is achieved by the features indicated in the description below and in the subsequent patent claims.

Oppfinnelsen er definert av de selvstendige patentkravene/det selvstendige patent-kravet. De uselvstendige kravene definerer fordelaktige utførelser av oppfinnelsen. The invention is defined by the independent patent claims/the independent patent claim. The independent claims define advantageous embodiments of the invention.

I det etterfølgende beskrives eksempler på foretrukne utførelsesformer som er anskueliggjort på medfølgende tegninger, hvor: Figurer 1 - 3 er forenklede, skjematiske sideriss av konstruksjonselementene av tre utførelser av den foreliggende oppfinnelse; Figur 3A er et forenklet oppriss, delvis i tverrsnitt, som tydeliggjør en utførelse av oppfinnelsen ytterligere; Figurer 4A - 6A er forenklede, skjematiske sideriss av virkemåten til utførelsen som er vist på figur 3A; Figur 7 er et skjematisk oppriss i tverrsnitt av en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figurer 8A - 8H er skjematiske oppriss i tverrsnitt som viser virkemåten til utførelsen på figur 7; Figur 9 er et sideriss, delvis i tverrsnitt, som viser en utførelse av den foreliggende oppfinnelse i nærmere detalj; Figur 9A er et tverrsnitt tatt langs snittlinje 9A - 9A på figur 9; Figur 9B er et tverrsnitt tatt langs snittlinje 9B - 9B på figur 9; Figur 9C er samme tverrsnitt med griperne strukket ut; Figur 9D er et vertikalplanriss sett i retning av pilene 9D - 9D på figur 9B, med ytterhuset fjernet for klarhets skyld; Figur 10 er en tegning av den nedre del av figur 9 i større skala; Figur 11 er et tverrsnitt tatt langs snittlinje 11 - 11 på figur 11A; Figurer 11A og 11B utgjør et sammensatt tverrsnitt tatt langs snittlinjer 11A og 11B In what follows, examples of preferred embodiments are described which are visualized in accompanying drawings, where: Figures 1 - 3 are simplified, schematic side views of the construction elements of three embodiments of the present invention; Figure 3A is a simplified elevation, partly in cross-section, which further clarifies an embodiment of the invention; Figures 4A - 6A are simplified schematic side views of the operation of the embodiment shown in Figure 3A; Figure 7 is a schematic cross-sectional view of a preferred embodiment of the present invention; Figures 8A - 8H are schematic elevations in cross section showing the operation of the embodiment in Figure 7; Figure 9 is a side view, partly in cross-section, showing an embodiment of the present invention in greater detail; Figure 9A is a cross section taken along section line 9A - 9A in Figure 9; Figure 9B is a cross section taken along section line 9B - 9B in Figure 9; Figure 9C is the same cross-section with the grippers extended; Figure 9D is a vertical plan view taken in the direction of arrows 9D - 9D of Figure 9B, with the outer housing removed for clarity; Figure 10 is a drawing of the lower part of Figure 9 on a larger scale; Figure 11 is a cross section taken along section line 11 - 11 in Figure 11A; Figures 11A and 11B constitute a composite cross-section taken along section lines 11A and 11B

på figur 11; on Figure 11;

Figurer 12 til 19 er oppriss, delvis i tverrsnitt, som viser komponentenes innbyrdes Figures 12 to 19 are elevations, partly in cross-section, showing the interrelationship of the components

posisjon ved tilføyelse av et nytt rør til strengen; position when adding a new pipe to the string;

Figurer 20, 20A og 20B viser skjematisk de ulike stillinger gripe- og kileanordningene Figures 20, 20A and 20B schematically show the various positions of the gripping and wedge devices

kan befinne seg i den foreliggende oppfinnelse; og may be found in the present invention; and

Figurer 21 - 27 er oppriss, delvis i tverrsnitt, som viser en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse hvor griperne er anbrakt utenfor kopleren. Figures 21 - 27 are elevations, partly in cross section, showing another embodiment of the present invention where the grippers are placed outside the coupler.

Idet det først henvises til figur 1, angir henvisningstall 10 et tradisjonelt maskinelt drivorgan, innen fagområdet kjent som et "toppdrevet rotasjonssystem", og det toppdrevne rotasjonssystem er utstyrt med et innløp 11 for mottak av borefluid, hvilket er kjent. Det toppdrevne rotasjonssystem har et tradisjonelt "slitasjestykke" 12, og rør 13 innbefatter en gjenget hanntapp 15 og en gjenget hunnmuffe 14 eller oppstukning, hvilket er vanlig innenfor oljeboring. Rør 13 kan plasseres vertikalt over borestrengen 16 ved hjelp av kjente handteringsinnretninger 17A - 17B. Det vil selvsagt forstås at man i stedet for rør ved hjelp av håndteringsinnretningene kan plassere foringsrørsek-sjoner på lignende vis for innkjøring i borehullet ved hjelp av den foreliggende oppfinnelse. Referring first to Figure 1, reference numeral 10 denotes a traditional mechanical drive, known in the art as a "top-driven rotary system", and the top-driven rotary system is equipped with an inlet 11 for receiving drilling fluid, which is known. The top-driven rotary system has a traditional "wear piece" 12, and pipe 13 includes a threaded male stud 15 and a threaded female sleeve 14 or sprue, which is common in oil drilling. Pipe 13 can be placed vertically above the drill string 16 using known handling devices 17A - 17B. It will of course be understood that instead of pipes using the handling devices, casing sections can be placed in a similar way for driving into the borehole using the present invention.

Anbrakt rundt streng 16 er ett eksempel på en foretrukket kopler 18 ifølge den foreliggende oppfinnelses lære. Kopler 18 omfatter et trykkfast deksel eller hus 19 som kan være integrerende med en stakk 20 av tradisjonelle utblåsingssikringer (UBIS'er). I utførelsen på figur 1 innbefatter kopler 18 en flerhet av elementer ordnet vertikalt på følgende måte: Henvisningstall 22A og 22B angir øvre og nedre trykkfluidtetninger. I dette henseende vil det forstås at slike tetninger kan være tradisjonelle, kjente UBIS'er eller RUBIS'er eller ringromssikringer, eller de kan være en hvilken som helst annen type tetning som er i stand til å motstå det bestemte fluidtrykk under en gitt boreoperasjon. Under tetning 22A befinner det seg en ventil 23 som er vist med horisontalt bevegelige ventildeler 23A og 23B. Disse deler kan beveges fra en åpen stilling som vist, til en stengt stilling hvor ventildelene går i inngrep med hverandre for å danne en fluidtett tetning. Dermed deler ventil 23 kopleren i et øvre og nedre kammer 21A og 21B som kan være fluidtette mot hverandre. Det vil for eksempel forstås at ventilen 23 kan omfatte en sleideventil eller en stempelventil eller blindventil, idet disse uttrykk er kjent innenfor oljeboringsfaget, eller andre anordninger som kan åpnes og lukkes for å danne en fluidtett tetning mellom koplerens øvre og nedre kammer, idet ventil 23 i det følgende omtales som en "ventil" eller "blindventil". Placed around string 16 is one example of a preferred coupler 18 according to the teachings of the present invention. Coupler 18 comprises a pressure-resistant cover or housing 19 which can be integral with a stack 20 of traditional blowout fuses (UBISs). In the embodiment in Figure 1, coupler 18 includes a plurality of elements arranged vertically in the following manner: Reference numerals 22A and 22B indicate upper and lower pressure fluid seals. In this regard, it will be understood that such seals may be traditional, known UBISs or RUBISs or annulus seals, or they may be any other type of seal capable of withstanding the particular fluid pressure during a given drilling operation. Below seal 22A there is a valve 23 which is shown with horizontally movable valve parts 23A and 23B. These parts can be moved from an open position as shown, to a closed position where the valve parts engage with each other to form a fluid tight seal. Thus, valve 23 divides the coupler into an upper and lower chamber 21A and 21B which can be fluid-tight against each other. It will be understood, for example, that the valve 23 can comprise a slide valve or a piston valve or blind valve, as these terms are known within the oil drilling profession, or other devices that can be opened and closed to form a fluid-tight seal between the upper and lower chambers of the coupler, as the valve 23 hereinafter referred to as a "valve" or "blind valve".

Under ventil 23 er de nedre rotasjonsgripere 24, og under disse er kiler eller kilebelte 25. I dette henseende vil det forstås at griperne kan være motordrevne rullegripere eller ha andre tradisjonelle utforminger som drives med motor for å rotere om sine vertikal akser, og kilene er bæreelementer med en midtre åpning som er mindre enn diameteren av boksen eller oppstukningen 14. Selv om griperne 24 og kilebeltet 25 på enkelte figurer er vist som separate elementer, kan gripe- og kileanordningene inte-greres til en enkelt enhet og motoriseres slik at begge kan roteres og beveges radialt innover og utover som ett element. Det vil også bemerkes at det er anordnet en flerhet av innløp/utløp, som for eksempel 29A, B og C, for strømmen av borefluider og andre fluider, hvilket vil bli nærmere forklart. Below valve 23 are the lower rotary grippers 24, and below these are wedges or V-belts 25. In this regard, it will be understood that the grippers may be motorized roller grippers or of other traditional designs which are driven by a motor to rotate about their vertical axes, and the wedges are support members with a central opening that is smaller than the diameter of the box or support 14. Although the grippers 24 and the wedge belt 25 are shown in some figures as separate elements, the gripper and wedge devices can be integrated into a single unit and motorized so that both can is rotated and moved radially inwards and outwards as one element. It will also be noted that a plurality of inlets/outlets, such as 29A, B and C, are arranged for the flow of drilling fluids and other fluids, which will be explained in more detail.

Utførelsen på figur 2 er den samme som på figur 1, med det unntak at det er anordnet et ekstra sett øvre rotasjonsgripere 26 av grunner som vil bli forklart mer utførlig i det følgende. På tilsvarende vis er utførelsen på figur 3 lik utførelsen på figur 2, med det unntak at øvre gripere 26, nedre gripere 24 og nedre kilebelte 25 kan være en enkelt integrert enhet. I tillegg angir piler 27 på figurer 2 og 3 at de nedre og/eller øvre gripere kan beveges vertikalt langs borestrengens lengdeakse, hvilket vil bli forklart mer utførlig i det følgende. Det vil også bemerkes at kopleren 18 og UBIS-stakken 20 i stedet for å være integrert med kopleren oppa stakken, kan være egne enheter hvor kopleren bæres av boredekket 39. The design in figure 2 is the same as in figure 1, with the exception that an extra set of upper rotation grippers 26 is provided for reasons that will be explained in more detail below. Correspondingly, the embodiment in Figure 3 is similar to the embodiment in Figure 2, with the exception that upper grippers 26, lower grippers 24 and lower V-belt 25 can be a single integrated unit. In addition, arrows 27 in Figures 2 and 3 indicate that the lower and/or upper grippers can be moved vertically along the longitudinal axis of the drill string, which will be explained in more detail below. It will also be noted that the coupler 18 and the UBIS stack 20, instead of being integrated with the coupler on top of the stack, can be separate units where the coupler is carried by the drill deck 39.

Når det gjelder de motordrevne gripere 24 og 26, vil det være åpenbart at en eller In the case of the motor-driven grippers 24 and 26, it will be obvious that one or

begge av de tradisjonelle rotasjonsgripere kan være motordrevet, som vist skjematisk på figur 3A. For eksempel kan øvre og nedre gripere være utstyrt med kronhjul 32 og 33 som kan være drevet av drivhjul 36 og 38 via aksler 35 og 37 ved hjelp av motorer M-l og M-2. Dermed kan hver av griperne 24 og 26 holdes ubevegelig eller roteres both of the traditional rotary grippers can be motor-driven, as shown schematically in Figure 3A. For example, upper and lower grippers may be equipped with crown wheels 32 and 33 which may be driven by drive wheels 36 and 38 via shafts 35 and 37 by means of motors M-1 and M-2. Thus, each of the grippers 24 and 26 can be held stationary or rotated

om strengens og rørenes lengdeakse, hvilket vil bli forklart mer utførlig i det følgende. about the longitudinal axis of the string and the pipes, which will be explained in more detail below.

Figurer 4A - 6A viser (og tabell I beskriver i detalj) en trinnvis måte på hvilken utførel-sene på figurer 2 og 3 kan opprettholde en kontinuerlig sirkulasjon av borefluid inn i og ut av borehullet under tilføyelse av rør til borestrengen. På disse figurer angir piler 30 rotasjon av det toppdrevne rotasjonssystem, og piler 31 representerer rotasjonen av griperne i huset 19. De uthevede piler angir drivelementet, og de magrere piler markerer at elementet går på tomgang og drives av det andre element. Det vil forstås at driften er den samme når det gjelder utførelsen på figur 1, med det unntak at det toppdrevne rotasjonssystem 10 ved fravær av øvre gripere 26 brukes til å rotere røret i forhold til strengen for å sette sammen eller bryte gjengekoplingen mellom disse. Fagfolk innenfor boresektoren vil også forstå at det kan anordnes et øvre kilebelte i utførelsene på figurer 1-3. Figures 4A-6A show (and Table I describes in detail) a step-by-step way in which the embodiments of Figures 2 and 3 can maintain a continuous circulation of drilling fluid into and out of the wellbore while adding tubing to the drill string. In these figures, arrows 30 indicate rotation of the top-driven rotation system, and arrows 31 represent the rotation of the grippers in the housing 19. The bold arrows indicate the drive element, and the thinner arrows mark that the element is idling and being driven by the other element. It will be understood that the operation is the same as regards the embodiment in figure 1, with the exception that the top-driven rotation system 10 in the absence of upper grippers 26 is used to rotate the tube in relation to the string to assemble or break the threaded connection between them. Professionals within the drilling sector will also understand that an upper wedge belt can be arranged in the embodiments of figures 1-3.

Skjønt trinnene i den nye fremgangsmåte ifølge den foreliggende oppfinnelse fremgår av tabell I og figurer 4A - 6A, bør følgende fremheves: Denne fremgangsmåte gjør bruk av det toppdrevne rotasjonssystem for å fremskaffe den nedadrettede kraft som er nødvendig for å skyve røret inn i kopleren mot trykket i denne. Følgelig er denne fremgangsmåte mer anvendelig når det gjelder å føye til enkeltrør enn rørseksjoner, og det vil forstås at tradisjonelle toppdrevne rotasjonssystemer kan modifiseres for å generere en større nedadrettet kraft enn vanlig, avhengig av hvor høyt trykk det er snakk om i den bestemte anvendelse. For eksempel kan tradisjonelle toppdrevne rotasjonssystemer kun brukes for borehulls- og koplertrykk opp til ca. 500 psi (ca. 3450 KPa). Over dette trykk, og spesielt i området 1000 til 5000 psi (ca. 6900-34500 KPa), som man ofte møter, må tradisjonelle toppdrevne rotasjonssystemer modifiseres med kraftigere bæreelementer og lagre for å motstå de høyere trykk. Ved disse meget høye trykk vil det også forstås at håndteringsinnretningene styrer rørene og om nød-vendig forhindrer eventuell knekking av rørene. Although the steps in the novel method of the present invention are shown in Table I and Figures 4A-6A, the following should be emphasized: This method makes use of the top-driven rotation system to provide the downward force necessary to push the pipe into the coupler against the pressure in this. Accordingly, this method is more applicable when it comes to adding to single pipes than pipe sections, and it will be understood that traditional top-driven rotary systems can be modified to generate a greater downward force than usual, depending on how high a pressure is involved in the particular application. For example, traditional top-driven rotary systems can only be used for borehole and coupler pressures up to approx. 500 psi (approx. 3450 KPa). Above this pressure, and especially in the range of 1000 to 5000 psi (approx. 6900-34500 KPa), which is often encountered, traditional top-drive rotary systems must be modified with stronger support elements and bearings to withstand the higher pressures. At these very high pressures, it will also be understood that the handling devices control the pipes and, if necessary, prevent any breakage of the pipes.

Tilføyelse av ett rør eller en rørseksjon til borestrengen. Aktivitetsrekkefølge for en arbeidssyklus Addition of one pipe or pipe section to the drill string. Sequence of activities for a work cycle

Anmerkning: Note:

"Spyleslam inn og luft ut" omfatter det å pumpe rommet opp til fullt slampumpetrykk. "Flushing sludge in and air out" includes pumping the room up to full sludge pump pressure.

"Spyleslam ut og luft inn" omfatter trykkavlasting av rommet til atmosfæretrykk. "Flushing sludge out and air in" includes depressurizing the room to atmospheric pressure.

Under aktivitet 1 borer strengen på tradisjonell måte og drives ved hjelp av det toppdrevne rotasjonssystem 10, skjønt andre former for drivorganer vil fremgå av det et-terfølgende. Under aktiviteter 2 og 3 har det nedre kilebelte 25 lukket seg om strengen, og muffe 14 er blitt senket ned på kilebeltet mens slam eller annet borefluid fortsatt sirkuleres gjennom det toppdrevne rotasjonssystem til strengen. Under aktivitet 4 går øvre og nedre gripere i inngrep med henholdsvis røret og strengen og roterer med disse. Under aktivitet 5 tar de nedre gripere over, mens det toppdrevne rotasjonssystem begynner å rotere på tomgang. Under aktivitet 6 spyles slam eller annet borefluid gjennom kopleren, og kopleren trykksettes. Underaktivitet 7 skrus slitasjestykket av fra strengen, for eksempel ved langsommere rotasjon av de øvre gripere i forhold til de nedre gripere. Under aktivitet 8 forblir ventil 23 åpen når det toppdrevne rotasjonssystem heves og de øvre gripere 26 åpner seg og frigjør slitasjestykket. Det toppdrevne rotasjonssystem og slitasjestykket fortsetter bevege seg oppover som vist under aktivitet 9, mens slam fortsatt leveres til og gjennom det toppdrevne rotasjonssystem, og også gjennom kanal 29B. Underaktivitet 10 stenger ventil 23, og sirkulasjonen av slam eller annet borefluid gjennom det toppdrevne rotasjonssystem stanser. Det sendes imidlertid en fortsatt strøm av fluid gjennom kanal 29B, koplerens nedre kammer, og ned gjennom strengen. Under aktivitet 11, spyles slammet eller annet borefluid gjennom innløpskanal 29B og utløpskanal 29A, og fluidet erstattes av luft ved atmosfæretrykk. I tillegg kan nedre gripere 24 fortsette å rotere borestrengen under aktiviteter 5 til 25 dersom det er ønskelig med kontinuerlig rotasjon av strengen med eller uten kontinuerlig boring. Aktivitet 12 viser at spylingen er full- ført, og tilfør-selen av slam eller annet borefluid til det toppdrevne rotasjonssystem og gjennom slitasjestykket er blitt stanset. Under aktivitet 13 er slitasjestykket blitt trukket helt tilbake, og ventil 23 forblir stengt. Borefluid leveres fortsatt gjennom kanal 29B og ned gjennom strengen, og det vil bemerkes at denne tilførselen av borefluid fortsetter gjennom alle aktiviteter fra 13 til 24. Under aktivitet 14 leverer handteringsinnret-ningene 17A og 17B et nytt rør, som koples til slitasjestykket under aktivitet 15. Under aktiviteter 16 til 18 senkes den nedre ende av det nye rør ned i det øvre kammer ved hjelp av handteringsinnretning 17B, og de øvre ringromssikringer eller tetninger 22A lukkes og tettes om det nye rør. Tilførselen av slam eller annet borefluid til borehullet fortsetter selvsagt gjennom tilførsel til og gjennom det nedre kammer, som beskrevet ovenfor, og ventil 23 forblir stengt og tett. Under aktivitet 19 spyles og trykk-avlastes det øvre kammer gjennom kanal 29A for ventilen åpnes, som vist under aktivitet 20. Under aktivitet 21 senkes og styres det nye rør ved hjelp av handteringsinnretning 17B, og under aktivitet 22 gripes det nye rør ved hjelp av øvre gripere 26. Under disse aktiviteter fortsetter borefluid gjennom det toppdrevne rotasjonssystem, slitasjestykket og det nye rør til borestrengen, idet strømmen av borefluider gjennom det toppdrevne rotasjonssystem og gjennom kanal 29B overlapper hverandre og blan-des i det nedre kammer. Under aktiviteter 23 - 24 roterer øvre gripere 26 det nye rør i forhold til strengen og sammenstiller dermed forbindelsen. I dette henseende vil det forstås at den påkrevde relative rotasjon og momenttiltrekking kan oppnås gjennom rotasjon av det nye rør mens strengen holdes ubevegelig, eller ved rotasjon av bade røret og strengen i samme retning, men ved ulike rotasjonshastigheter. Således kan tilkopling eller fråkopling av et rør oppnås med strengen holdt ubevegelig eller mens strengen fortsatt roteres etter ønske. During activity 1, the string drills in the traditional way and is driven by means of the top-driven rotation system 10, although other forms of drive means will be apparent from what follows. During activities 2 and 3, the lower V-belt 25 has closed on the string, and sleeve 14 has been lowered onto the V-belt while mud or other drilling fluid is still circulated through the top-driven rotation system to the string. During activity 4, the upper and lower grippers engage with the pipe and string respectively and rotate with them. During activity 5, the lower grippers take over, while the top-driven rotation system begins to rotate at idle. During activity 6, mud or other drilling fluid is flushed through the coupler, and the coupler is pressurized. In sub-activity 7, the wear piece is unscrewed from the string, for example by slower rotation of the upper grippers compared to the lower grippers. During activity 8, valve 23 remains open as the top driven rotary system is raised and the upper grippers 26 open and release the wear piece. The top-driven rotary system and wear piece continue to move upward as shown in activity 9, while sludge is still delivered to and through the top-driven rotary system, and also through channel 29B. Sub-activity 10 closes valve 23, and the circulation of mud or other drilling fluid through the top-driven rotation system stops. However, a continued flow of fluid is sent through channel 29B, the lower chamber of the coupler, and down through the string. During activity 11, the mud or other drilling fluid is flushed through inlet channel 29B and outlet channel 29A, and the fluid is replaced by air at atmospheric pressure. In addition, lower grippers 24 can continue to rotate the drill string during activities 5 to 25 if continuous rotation of the string with or without continuous drilling is desired. Activity 12 shows that the flushing has been completed, and the supply of mud or other drilling fluid to the top-driven rotation system and through the wear piece has been stopped. During activity 13, the wear piece has been fully retracted, and valve 23 remains closed. Drilling fluid is still supplied through channel 29B and down the string, and it will be noted that this supply of drilling fluid continues through all activities from 13 to 24. During activity 14, the handlers 17A and 17B deliver a new tube, which is connected to the wear piece during activity 15 During activities 16 to 18, the lower end of the new pipe is lowered into the upper chamber by means of handling device 17B, and the upper annulus seals or seals 22A are closed and sealed around the new pipe. The supply of mud or other drilling fluid to the borehole naturally continues through supply to and through the lower chamber, as described above, and valve 23 remains closed and tight. During activity 19, the upper chamber is flushed and pressure-relieved through channel 29A before the valve is opened, as shown during activity 20. During activity 21, the new pipe is lowered and controlled using handling device 17B, and during activity 22, the new pipe is gripped using upper grippers 26. During these activities, drilling fluid continues through the top-driven rotation system, the wear piece and the new pipe to the drill string, the flow of drilling fluids through the top-driven rotation system and through channel 29B overlapping and mixing in the lower chamber. During activities 23 - 24, upper grippers 26 rotate the new pipe relative to the string and thus assemble the connection. In this respect, it will be understood that the required relative rotation and torque attraction can be achieved through rotation of the new pipe while the string is held motionless, or by rotation of both the pipe and the string in the same direction, but at different rotational speeds. Thus, connection or disconnection of a pipe can be achieved with the string held stationary or while the string is still rotated as desired.

Under aktiviteter 24 til 30 fortsetter tilførselen av bore- fluid til og gjennom det toppdrevne rotasjonssystem mens begge kamre spyles under aktivitet 25, og rotasjons-inndrivingen av det nye rør gjenopptas av det toppdrevne rotasjonssystem med griperne på tomgang, som vist under aktivitet 26. Under aktivitet 27 åpnes øvre og nedre tetning 22A og 22B, samt ventil 23 og gripere 24 og 26. Disse betingelser vide-reføres under aktiviteter 27 til 30, mens det nedre kilebelte 25 åpnes under aktivitet 29 og det toppdrevne rotasjonssystem begynner å senke borestrengen i en normal boreoperasjon, som beskrevet under aktivitet 1. Fjerning av et rør eller en rørseksjon oppnås selvsagt ved å utføre de ovenfor beskrevne aktiviteter i motsatt rekkefølge, samtidig som de nødvendige fluider fortsatt leveres til borehullet, og mens borestrengen fortsatt roteres med eller uten videre boring. During activities 24 to 30, the supply of drilling fluid to and through the top-driven rotary system continues while both chambers are flushed during activity 25, and the rotary drive-in of the new pipe is resumed by the top-driven rotary system with the grabbers at idle, as shown during activity 26. activity 27, upper and lower seals 22A and 22B, as well as valve 23 and grippers 24 and 26 are opened. These conditions are repeated during activities 27 to 30, while the lower V-belt 25 is opened during activity 29 and the top-driven rotation system begins to lower the drill string in a normal drilling operation, as described under activity 1. Removal of a pipe or a pipe section is of course achieved by performing the activities described above in reverse order, while the necessary fluids are still delivered to the borehole, and while the drill string is still rotated with or without further drilling.

Idet det henvises til figur 7, er det vist en annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen, hvor de samme elementer er nummerert med samme henvisningstall som på figurer 1 -3.1 tillegg angir henvisningstall 34A bæreren for vertikal- og rotasjonsbevegelse av de øvre gripe- og kileanordninger, og henvisningstall 34B angir bæreren for rotasjonsbevegelse av de nedre gripe- 24 og kileanordninger 25, idet både de øvre og nedre gripe- og kileanordninger er vist i ett stykke. Som vises tydeligst på figurer 8C til 8F, er ventilens 23 pasningsdeler 23A og 23B utformet med en størrelse og form som er slik at de kan åpne seg til en diameter som er større en diameteren av de øvre gripere og bærer 34A. Dermed kan den nedre ende av hvert rør senkes ned under ventil 23 og koples til det øvre rør på strengen i den nedre del av kopleren 18. I denne prin-sippskisse vises innløpene/utløpene for strømmen av borefluider som for eksempel slam, og for hydraulisk fluid som skal bevege bærer 34A vertikalt, hvilket vil bli forklart nærmere i det følgende. With reference to Figure 7, another preferred embodiment of the invention is shown, where the same elements are numbered with the same reference number as in Figures 1 -3.1, reference number 34A additionally indicates the carrier for vertical and rotational movement of the upper gripping and wedge devices, and reference number 34B denotes the carrier for rotational movement of the lower gripper 24 and wedge devices 25, both the upper and lower gripper and wedge devices being shown in one piece. As shown most clearly in Figures 8C to 8F, the fitting portions 23A and 23B of the valve 23 are designed with a size and shape such that they can open to a diameter greater than the diameter of the upper grippers and carrier 34A. Thus, the lower end of each pipe can be lowered below valve 23 and connected to the upper pipe on the string in the lower part of coupler 18. In this principle sketch, the inlets/outlets are shown for the flow of drilling fluids such as mud, and for hydraulic fluid which is to move carrier 34A vertically, which will be explained in more detail below.

Figurer 8A - 8H viser detaljert trinnene i fremgangsmåten ifølge denne utførelse for tilkopling av et nytt rør. På figur 8A skal et nytt rør 13 føyes til streng 16. Toppen av strengen 16 gripes ved hjelp av den nedre gripe- og kileanordning, og ventil 23 steng-es. Øvre gripe- og kileanordning og øvre tetning 22A er åpen, og nedre tetning 22B er stengt. På dette tidspunkt tilføres trykksatt borefluid gjennom inn 29D og strømmer ned gjennom borestrengen for å fortsette sirkulasjonen av fluid i borehullet. I tillegg kan de nedre gripere fortsatt roteres ved hjelp av en drivmotor som for eksempel M2, vist på figur 3A, og rotere borestrengen, slik at borearbeidet om ønskelig også kan være kontinuerlig. Figures 8A - 8H show in detail the steps in the method according to this embodiment for connecting a new pipe. In Figure 8A, a new pipe 13 is to be added to string 16. The top of string 16 is gripped by means of the lower gripper and wedge device, and valve 23 is closed. Upper gripper and wedge assembly and upper seal 22A is open, and lower seal 22B is closed. At this point, pressurized drilling fluid is supplied through inlet 29D and flows down through the drill string to continue the circulation of fluid in the borehole. In addition, the lower grippers can still be rotated using a drive motor such as M2, shown in figure 3A, and rotate the drill string, so that the drilling work can also be continuous if desired.

På figur 8B er røret ved hjelp av det toppdrevne rotasjonssystem blitt senket ned i det øvre kammer i kopleren og gripes av øvre gripere. Øvre tetning 22A er stengt, og også ventil 23, slik at trykksatt borefluid kan strømme ned gjennom røret fra det toppdrevne rotasjonssystem og ut av kopleren gjennom utløp 29A. Den nedre gripe-og kileanordning kan fortsatt rotere borestrengen dersom dette er ønskelig, og borefluid blir fortsatt tilført borehullet gjennom innløp 29D og gjennom det nedre kammer og nedover i borestrengen. Ventil 23 forblir her stengt for å skille koplerens øvre og nedre kammer. In Figure 8B, the pipe has been lowered into the upper chamber of the coupler by means of the top-driven rotation system and is gripped by upper grippers. Upper seal 22A is closed, and also valve 23, so that pressurized drilling fluid can flow down through the pipe from the top-driven rotation system and out of the coupler through outlet 29A. The lower gripping and wedging device can still rotate the drill string if this is desired, and drilling fluid is still supplied to the borehole through inlet 29D and through the lower chamber and down into the drill string. Valve 23 remains closed here to separate the coupler's upper and lower chambers.

På figur 8C forblir øvre og nedre tetning 22A B stengt, mens ventil 23 er blitt åpnet for å kunne senke røret 13 og den øvre gripe- og kileanordning ned under ventilens 23 nivå og til inngrep med borestrengens øvre ende. Mens dette skjer kan de nedre gripere 24 fortsette å rotere borestrengen, og trykksatt borefluid blir fortsatt tilført gjennom både røret og innløp 29D. På figur 8D er det nye rør 13 blitt beveget ned til gjengeinngrep med muffe 14 på borestrengens øverste rør. Dette gjengeinngrep kan oppnås ved at den øvre gripe- og kileanordning roterer røret 13 ved en annen hastig-het i samme retning som borestrengen. Alternativt, som i utførelsen på figur 3, kan det nye rør roteres ved hjelp av det toppdrevne rotasjonssystem. Uansett blir forbindelsen sammenstilt og trukket til, slik at det nye rør blir borestrengens øverste rør. Som i de ovenfor beskrevne trinn, fortsetter sirkulasjonen av borefluid gjennom det nye rør 13, inn i borestrengen og inn i borehullet. I tillegg kan borestrengen fortsatt roteres til enhver tid ved hjelp av den nedre gripe- og kileanordning dersom det er ønskelig med kontinuerlig boring. Dermed oppnås kontinuerlig sirkulasjon av borefluid til borehullet, eventuelt også kontinuerlig strengrotasjon og boring, under tilføyelse av nye rør. Figur 8E viser at slammet i kopleren etter tilkopling av det nye rør kan dreneres ut via 29D, og alle tetninger og gripe- og kileanordninger kan trekkes tilbake. Det toppdrevne rotasjonssystem fortsetter boringen; eller bare nedsenkingen av borestrengen under innkjøring i hullet. Figur 8F viser at når borestrengen er blitt senket langt nok ned til at det er behov for tilføyelse av et nytt rør, har det toppdrevne rotasjonssystems slitasjestykke nådd området ved de nedre gripere, hvorpå tetningene og gripe- og kileanordningene alle an-vendes på nytt, kopleren fylles med slam, og slitasjestykket koples fra borestrengen som vist. Figur 8G viser ventilen 23 stengt for å isolere det øvre kammer fra det nedre kammer, og viser også at slamsirkulasjonen fortsetter inn i borestrengen via innløp 29D, og at slammet kan dreneres fra slitasjestykket og det øvre kammer via utløp 29A. Figur 8H viser at den øvre tetning 22A og øvre gripe- og kileanordning 26 og 28 kan trekkes tilbake og la det toppdrevne rotasjonssystem og slitasjestykket bevege seg oppover for å ta imot et nytt rør. In Figure 8C, upper and lower seals 22A B remain closed, while valve 23 has been opened to be able to lower pipe 13 and the upper gripper and wedge device below the level of valve 23 and into engagement with the upper end of the drill string. While this is happening, the lower grippers 24 can continue to rotate the drill string, and pressurized drilling fluid is still supplied through both the pipe and inlet 29D. In figure 8D, the new pipe 13 has been moved down to threaded engagement with sleeve 14 on the top pipe of the drill string. This thread engagement can be achieved by the upper gripping and wedging device rotating the pipe 13 at a different speed in the same direction as the drill string. Alternatively, as in the embodiment in Figure 3, the new tube can be rotated using the top-driven rotation system. In any case, the connection is assembled and tightened, so that the new pipe becomes the top pipe of the drill string. As in the steps described above, the circulation of drilling fluid continues through the new pipe 13, into the drill string and into the borehole. In addition, the drill string can still be rotated at any time using the lower gripping and wedge device if continuous drilling is desired. This achieves continuous circulation of drilling fluid to the borehole, possibly also continuous string rotation and drilling, while adding new pipes. Figure 8E shows that the sludge in the coupler after connecting the new pipe can be drained out via 29D, and all seals and gripping and wedge devices can be withdrawn. The top-driven rotary system continues drilling; or simply the immersion of the drill string during entry into the hole. Figure 8F shows that when the drill string has been lowered far enough to require the addition of new pipe, the wear piece of the top drive rotary system has reached the area of the lower grippers, whereupon the seals and gripper and wedge devices are all reapplied, the coupler is filled with mud, and the wear piece is disconnected from the drill string as shown. Figure 8G shows the valve 23 closed to isolate the upper chamber from the lower chamber, and also shows that the mud circulation continues into the drill string via inlet 29D, and that the mud can be drained from the wear piece and the upper chamber via outlet 29A. Figure 8H shows that the upper seal 22A and upper gripper and wedge assembly 26 and 28 can be retracted and allow the top driven rotation system and wear piece to move upward to receive a new tube.

Idet det henvises til den forenklede sammenstillingstegning som utgjøres av figur 9, er de ovenfor beskrevne elementer vist med samme henvisningstall som i de foregående figurer. With reference to the simplified assembly drawing which is constituted by figure 9, the elements described above are shown with the same reference numbers as in the preceding figures.

Kopler 18 omfatter et høytrykkshus 19 med rør 13 plassert over borestreng 16 og klar for tilkopling til toppen av strengen. På dette tidspunkt er ventil 23 stengt, og boksen 14 befinner seg umiddelbart over ventilens midtlinje. Ventildeler 23A og 23B har fjærende støti nn retn inger 23C, D som vil bli nærmere beskrevet i det følgende. Høyt-rykkstetning 22A er stengt og tettet mot rør 13, og nedre høytrykkstetning 22B er stengt og tettet om streng 16. Det vil også bemerkes at øvre gripere 26 og øvre kilebelte 28 er i inngrep med rør 13, og at nedre gripere 24 og nedre kilebelte 25 er i inngrep med borestreng 16. I denne utførelse er både de øvre og nedre gripe- og kileanordninger plassert inne i høytrykkshus 19. Det vil imidlertid forstås at disse kan plasseres over og under hus 19, hvilket vil bli beskrevet i det følgende. Som vist nærmere på figur 9, rommes montasjegruppen av de øvre gripe- og kileanordninger i et hus 34A, og hele sammenstillingen av de nedre gripe- og kileanordninger rommes i et hus 34B. Øvre hus 34A er fast montert mellom øvre og nedre husparti 19A, og nedre hus 34B er fast montert mellom øvre og nedre husparti 19B. Coupler 18 comprises a high-pressure housing 19 with pipe 13 placed above drill string 16 and ready for connection to the top of the string. At this point, valve 23 is closed, and box 14 is located immediately above the center line of the valve. Valve parts 23A and 23B have resilient shocks in directions 23C, D which will be described in more detail below. High-pressure seal 22A is closed and sealed against pipe 13, and lower high-pressure seal 22B is closed and sealed about string 16. It will also be noted that upper grippers 26 and upper V-belt 28 are engaged with pipe 13, and that lower grippers 24 and lower wedge belt 25 is in engagement with drill string 16. In this embodiment, both the upper and lower gripping and wedge devices are placed inside high-pressure housing 19. However, it will be understood that these can be placed above and below housing 19, which will be described below. As shown in more detail in Figure 9, the assembly group of the upper gripping and wedge devices is accommodated in a housing 34A, and the entire assembly of the lower gripping and wedge devices is accommodated in a housing 34B. Upper housing 34A is fixedly mounted between upper and lower housing part 19A, and lower housing 34B is fixedly mounted between upper and lower housing part 19B.

Støtinnretningene kan utgjøres av et hvilket som heist fast, men lett fjærende materi-ale som kan motstå trykkene og borefluidene, for eksempel hard gummi. Støtinnret-ninger 23C og D kan ha ulike former, og er for eksempel vist som segmenter som strekker seg et par tommer horisontalt fra ventilens midtlinje og strekker seg noen tommer oppover og nedover fra ventilskiver 23A og B, med åpne kanaler mellom segmentene. Dermed har støtinnretningene ikke bare en sentrerende og dempende virkning på røret og strengen, men de lar også borefluider fa strømme kontinuerlig gjennom støtinnretningene. Det vil si at de muliggjør en kontinuerlig strømning av fluider fra røret og inn i det øvre kammer, og fra det nedre kammer og inn i strengen, hvilket vil bli forklart mer utførlig i det følgende. The shock devices can be made of any hoisted firm but slightly springy material that can withstand the pressures and drilling fluids, for example hard rubber. Bumps 23C and D can be of various shapes, and are shown, for example, as segments extending a couple of inches horizontally from the centerline of the valve and extending a few inches up and down from valve discs 23A and B, with open channels between the segments. Thus, the shock devices not only have a centering and dampening effect on the pipe and the string, but they also allow drilling fluids to flow continuously through the shock devices. That is to say, they enable a continuous flow of fluids from the pipe into the upper chamber, and from the lower chamber into the string, which will be explained in more detail below.

Idet det henvises til figurer 9, 9B - D og 10, vises det nedre hus 34B inneholdende montasjegruppen av de nedre gripe- og kileanordninger med stor tydelighet. En bærer 40B er montert for rotasjonsbevegelse i huset 34B, og om ønskelig også for aksialbe-vegelse. Ringromstetninger 42A, B og C er fortrinnsvis anbrakt mellom bæreren og huset, som vist best på figur 10. Bærer 40B innbefatter en flerhet av vertikalt løpende gjengede drivskruer 44 som er plassert om omkretsen av bæreren. Som vist tydeligst på figurer 9, 9D og 10, blir nedre gripere 24 båret og beveget innover og utover i ra-dialretningen ved hjelp av et par ledd 45 og 46. En ende av hvert av disse ledd er svingbart forbundet med griperen, og den andre ende av hvert av leddene er svingbart forbundet med en gjenget følgestav 47, 48. Følgestaver 47, 48 beveger seg vertikalt når drivskruer 44 dreies. I dette henseende vil det forstås at de øvre og nedre deler av drivskruene er gjenget motsatt av hverandre. Dermed vil følgestaver 47, 48 bevege seg fra hverandre i vertikalretningen når drivskruen dreies i en retning, og mot hverandre i vertikalretningen når drivskruen roteres i motsatt retning. Følgestaver 47 og 48 vises på figur 10 beveget til den stilling hvor de er nærmest hverandre. I denne stilling befinner leddene 45, 46 seg i sin radialt innerste stilling, slik at gripere 24 og deres friksjons- eller slitasjeputer 24' er blitt presset radialt innover til klemstillingen om muffe 14. Omvendt, når drivskruene 44 dreies i motsatt retning, beveges følge-staver 47, 48 vekk fra hverandre i vertikalretningen, slik at leddenes radiallengde forkortes og griperne beveger seg radialt utover til sine tilbaketrukne stillinger ute av inngrep. Referring to figures 9, 9B - D and 10, the lower housing 34B containing the assembly group of the lower gripping and wedge devices is shown with great clarity. A carrier 40B is mounted for rotational movement in the housing 34B, and if desired also for axial movement. Annular seals 42A, B and C are preferably located between the carrier and the housing, as best shown in Figure 10. Carrier 40B includes a plurality of vertically running threaded drive screws 44 located around the circumference of the carrier. As shown most clearly in Figures 9, 9D and 10, lower grippers 24 are carried and moved inward and outward in the radial direction by means of a pair of joints 45 and 46. One end of each of these joints is pivotally connected to the gripper, and the the other end of each of the links is pivotably connected with a threaded follower rod 47, 48. Follower rods 47, 48 move vertically when drive screws 44 are turned. In this respect, it will be understood that the upper and lower parts of the drive screws are threaded opposite to each other. Thus, follower rods 47, 48 will move apart in the vertical direction when the drive screw is turned in one direction, and towards each other in the vertical direction when the drive screw is rotated in the opposite direction. Followers 47 and 48 are shown in figure 10 moved to the position where they are closest to each other. In this position, the links 45, 46 are in their radially innermost position, so that grippers 24 and their friction or wear pads 24' have been pressed radially inward to the clamping position about sleeve 14. Conversely, when the drive screws 44 are turned in the opposite direction, the -rods 47, 48 away from each other in the vertical direction, so that the radial length of the joints is shortened and the grippers move radially outwards to their retracted positions out of engagement.

På figur 10 er nedre kilebelte 25 vist i en stilling hvor det er strukket radialt innover i inngrep med streng 16 og muffens 14 nedre avfasete eller koniske flate 14'. I denne stilling oppnås en positiv låsing i bunnen av muffen, slik at strengens ekstreme vekt ikke kan trekke strengen nedover, selv om griperne 24 trekkes tilbake eller er ute av stand til bære vekten gjennom friksjonsinngrep. Kilebelte 25 innbefatter fortrinnsvis friksjons- eller slitasjeforinger 25'. Hver kile er koplet til og beveges radialt innover og utover ved hjelp av et par ledd 51, 52. Den radialt indre ende av hvert aksialledd er svingbart forbundet med en kile 25, og den motsatte ende av hvert ledd 51 er svingbart forbundet med en gjenget følgestav 54 som bæres på en drivskrue 58. Samtidig er midtpartiet av hvert av aksialledd 51 svingbart forbundet med et aktiveringsledd 52, og den motsatte ende av hvert ledd 52 er svingbart forbundet med en følgestav 56. Følgestaver 56 bæres av drivskruer 44, som også driver følgestaver 47, 48. Fortrinnsvis er det anbrakt fire til åtte drivskruer 44 rundt omkretsen av strengen, som vist på figurer 9B, 9C og 11. Etter hvert som drivskruer 44 dreies i en retning, ved hjelp av midler som vil bli beskrevet i det følgende, beveges følgestaver 56 oppover. Etter hvert som følgestavene beveger seg oppover, trekker ledd 52 de øvre deler av ledd 51 og kiler 25 radialt utover og ut av inngrep med streng 16 og muffe 14. Omvendt vil rotasjon av drivskruer 44 i motsatt retning drive følgestaver 56 nedover, og ledd 51 og 52 presser kilebelte 25 innover for å gi positiv låsing av streng 16 mot enhver nedoverbevegelse, uansett gripernes 24 stilling. In Figure 10, the lower V-belt 25 is shown in a position where it is stretched radially inwards in engagement with string 16 and the lower chamfered or conical surface 14' of the sleeve 14. In this position, a positive locking is achieved at the bottom of the sleeve, so that the extreme weight of the string cannot pull the string down, even if the grippers 24 are retracted or are unable to support the weight through frictional engagement. V-belt 25 preferably includes friction or wear liners 25'. Each wedge is connected to and moves radially inward and outward by means of a pair of links 51, 52. The radially inner end of each axial link is pivotally connected to a wedge 25, and the opposite end of each link 51 is pivotally connected to a threaded follower rod 54 which is carried on a drive screw 58. At the same time, the middle part of each of the axial links 51 is pivotally connected to an activation link 52, and the opposite end of each link 52 is pivotally connected to a follower rod 56. Follower rods 56 are carried by drive screws 44, which also drive follower rods 47, 48. Preferably four to eight drive screws 44 are provided around the circumference of the string, as shown in Figures 9B, 9C and 11. As drive screws 44 are rotated in one direction, by means which will be described hereinafter , follower rods 56 are moved upwards. As the follower rods move upwards, link 52 pulls the upper parts of link 51 and wedges 25 radially outward and out of engagement with string 16 and sleeve 14. Conversely, rotation of drive screws 44 in the opposite direction will drive follower rods 56 downwards, and link 51 and 52 presses V-belt 25 inwards to provide positive locking of string 16 against any downward movement, regardless of gripper 24 position.

Det vil også forstås at så snart kilebeltet 25 går i inngrep med strengen 16 og muffens 14 avfasete overflate 14', vil fortsatt rotasjon av drivskruer 58 få følgestaver 54 til å bevege seg videre oppover, mens kilebeltet 25 er låst mot boksens skråkant. Dette muliggjør en tilpasning til allment brukte bokser med ulike vertikal mål. Det vil også forstås at en fortsatt oppoverbevegelse av følgestaver 54 må gjøres mulig gjennom å utforme de øvre deler av drivskruer 44 og/eller gjengene på følgestaver 56 som glide-gjenger eller en annen fleksibel forbindelse. Det vil si at gjengene på skruer 44 og følgestaver 56 kan ha mål eller være laget av materialer, for eksempel elastiske materialer, som er slik at følgestaver 56 beveger seg oppover på skruer 44 ved en forholdsvis liten belastning eller lite trykk, som beskrevet ovenfor, men ved den vesentlig større belastning og trykk fra den tunge borestrengen, kan gjengene på følgestaver 56 gli over gjengene på skruer 44 uten å forårsake videre sammenklemming av det alle-rede sammenklemte kilebelte 25. It will also be understood that as soon as the V-belt 25 engages the string 16 and the chamfered surface 14' of the sleeve 14, continued rotation of drive screws 58 will cause follower rods 54 to move further upwards, while the V-belt 25 is locked against the beveled edge of the box. This enables adaptation to commonly used boxes with different vertical dimensions. It will also be understood that a continued upward movement of follower rods 54 must be made possible by designing the upper parts of drive screws 44 and/or the threads on follower rods 56 as sliding threads or another flexible connection. That is to say, the threads on screws 44 and follower rods 56 can have dimensions or be made of materials, for example elastic materials, which are such that follower rods 56 move upwards on screws 44 with a relatively small load or little pressure, as described above, but due to the significantly greater load and pressure from the heavy drill string, the threads on follower rods 56 can slide over the threads on screws 44 without causing further compression of the already compressed V-belt 25.

For å rotere strengen 16 dersom dette er ønskelig under tilføyelse eller fjerning av rør, er bærer 40B omgitt av og koplet til en tannkrans 60. Tannkrans 60 er i inngrep med drivhjul 62, som bæres på aksel 64. Dermed vil bærer 40B når akselen 64 roteres, ved hjelp av drivorganer som vil bli beskrevet, bli rotert om strengens 16 vertikalakse. Rotasjon av bærer 40B far kilebelte 25, og spesielt gripere 24, til å rotere om vertikal-aksen, og denne rotasjon bevirker rotasjon av strengen 16, selv om den kan ha en lengde på flere kilometer i borehullet. To rotate the string 16 if desired during the addition or removal of pipe, carrier 40B is surrounded by and connected to a ring gear 60. Ring gear 60 is engaged with drive wheel 62, which is carried on shaft 64. Thus, carrier 40B when shaft 64 is rotated, by means of drive means which will be described, be rotated about the vertical axis of the string 16. Rotation of carrier 40B causes V-belt 25, and especially grippers 24, to rotate about the vertical axis, and this rotation causes rotation of string 16, even though it may have a length of several kilometers in the borehole.

Drivsammenstillingene for rotasjon av drivskruer 44 og 58 vil nå bli beskrevet under henvisning til figurer 3D og 10. Drivskruer 44, som aktiverer gripe- og kileanordningene, er i sine nedre ender forbundet med drivhjul 80. Et kronhjul 78 er anordnet, med tenner på sin innvendige ringflate for inngrep med drivhjul 80. Kronhjulet har også tenner på sin utvendige ringflate, for inngrep med drivhjul 76, som drives av aksel 74. The drive assemblies for rotation of drive screws 44 and 58 will now be described with reference to Figures 3D and 10. Drive screws 44, which actuate the gripper and wedge devices, are connected at their lower ends to drive wheels 80. A crown wheel 78 is provided, with teeth on its inner ring surface for engagement with drive wheel 80. The ring gear also has teeth on its outer ring surface, for engagement with drive wheel 76, which is driven by shaft 74.

Drivsammenstillingen som roterer drivskruer 58 for heving og senking av kilebelte 25, er i alt vesentlig den samme, og omfatter en drivaksel 72 som roterer drivhjul 70. Drivhjul 70 går i inngrep med de ytre ringtenner på et kronhjul 73, mens kronhjulets indre ringtenner gar i inngrep med drivhjul 66, som er koplet for rotasjon av drivskruer 56. The drive assembly that rotates drive screws 58 for raising and lowering V-belt 25 is substantially the same, and comprises a drive shaft 72 that rotates drive wheel 70. Drive wheel 70 engages with the outer ring teeth of a crown wheel 73, while the crown wheel's inner ring teeth engage engagement with drive wheel 66, which is connected for rotation of drive screws 56.

Det vil være lett å forstå at hver av de vertikalt løpende drivaksler som for eksempel 64, 72 og 74, drives ved hjelp av tradisjonelle omstillbare motorer (reverseringsmoto-rer) (ikke vist) som enten kan være av den kjente elektriske eller hydrauliske type. Det vil også forstås at hver av disse drivaksler er utformet slik at de kan forlenges eller forkortes i vertikalretningen etter som bærerne 40A og B beveges vertikalt i hus 34A og B, hvilket vil bli beskrevet nærmere. Drivakslene kan for eksempel være av typen kileaksel eller teleskopaksel, hvilke er kjent innenfor dette fagområdet. I tillegg fremgår det av figur 9 at selv om kun nedre hus 34B og bærer 40B er blitt beskrevet i detalj, er de samme konstruksjonselementer anordnet når det gjelder øvre hus 34A og bærer 40A. It will be easy to understand that each of the vertically running drive shafts such as 64, 72 and 74 are driven by means of traditional adjustable motors (reversing motors) (not shown) which can either be of the known electric or hydraulic type. It will also be understood that each of these drive shafts is designed so that they can be lengthened or shortened in the vertical direction as the carriers 40A and B are moved vertically in housings 34A and B, which will be described in more detail. The drive shafts can, for example, be of the wedge shaft or telescopic shaft type, which are known within this field. In addition, it appears from Figure 9 that although only the lower housing 34B and carrier 40B have been described in detail, the same structural elements are arranged in the case of the upper housing 34A and carrier 40A.

I tillegg til at bærer 40B tildeles rotasjonsbevegelse ved hjelp av kronhjul 60 og drivhjul 62 og 64, kan bærer 40B også beveges vertikalt for å heve og senke borestreng 16. Det vil, som vises best på figur 9, si at det eksisterer en første vertikalavstand mellom bunnen av tapp 15 og toppen av muffe 14, og også en andre avstand for at tappen skal skrus inn i muffen for å danne gjengeforbindelsen. Følgelig må bærer 40A være i stand til å bevege seg nedover et tilsvarende stykke, eller bærer 40B må være i stand til å bevege seg oppover et tilsvarende stykke, eller hver av bærerne må være i stand til å bevege seg halve distansen. Den foreliggende oppfinnelse gir muligheten for å bruke begge disse metoder, hvilket vil nå bli beskrevet under henvisning til figurer 11, 11A og 11B. In addition to carrier 40B being imparted rotational movement by means of crown wheel 60 and drive wheels 62 and 64, carrier 40B can also be moved vertically to raise and lower drill string 16. This will, as best shown in Figure 9, mean that there is a first vertical distance between the bottom of pin 15 and the top of sleeve 14, and also a second distance for the pin to be screwed into the sleeve to form the threaded connection. Accordingly, carrier 40A must be able to move down a corresponding distance, or carrier 40B must be able to move up a corresponding distance, or each of the carriers must be able to move half the distance. The present invention provides the possibility of using both of these methods, which will now be described with reference to figures 11, 11A and 11B.

Idet det først henvises til figur 11, anordner en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse i tillegg til drivaksler 64, 72 og 74, ekstra vertikalskruer 90 for vertikal bevegelse av bærere 40A og 40B oppover og nedover. For enkelhets skyld vil den etterfølgende beskrivelse kun referere seg til bærer 40B - imidlertid vil det forstås at bærer 40A vil kunne beveges vertikalt på samme måte. Skruer 90 er plassert med perifer avstand, som vist på figur 11, slik at de ikke kommer i veien for de ovenfor beskrevne drivaksler 64, 72 og 74 eller tetninger 22A og B. Ved rotasjon av skruer 90 i en retning ved hjelp av tradisjonelle motorer, vil hus eller stempel 100 bevege bærer 40B oppover eller nedover etter ønske for de funksjoner eller trinn som beskrives i det følgende. Alternativt kan husets eller stemplets 100 vertikale stilling styres ved hjelp av en hydraulikkanordning, som vist på snittperspektivet på figur 11B. Det vil si at undersiden 102 av huselement 100 kan være utformet som et stempel, med hen-siktsmessige stempelringer etter ønske. Således kan det høye brønntrykk, gjennom slammet eller annet borefluid, virke mot undersiden 102 av stempel 100. Mot dette trykk kan stemplet styres ved hjelp av trykkfluid som strømmer inn i det avsperrede kammer 94 gjennom kanal 104. Bærernes 40A og 40B vertikalstilling kan derfor styres, enten de drives mekaniske eller hydraulisk, hvilket igjen styrer strengens 16 og/eller det nye rørs 13 vertikalstilling. I begge tilfeller vil det forstås at det er anordnet en kile 106 og et kilespor 108 som vist på figur 10, eller et annet anti-rotasjonselement, for å forhindre at bærerne roterer i forhold til hus 34A og 34B. Referring first to Figure 11, a preferred embodiment of the present invention provides, in addition to drive shafts 64, 72 and 74, additional vertical screws 90 for vertical movement of carriers 40A and 40B up and down. For the sake of simplicity, the following description will only refer to carrier 40B - however, it will be understood that carrier 40A will be able to be moved vertically in the same way. Screws 90 are placed at a peripheral distance, as shown in Figure 11, so that they do not get in the way of the above-described drive shafts 64, 72 and 74 or seals 22A and B. When rotating screws 90 in one direction using conventional motors , housing or piston 100 will move carrier 40B upwards or downwards as desired for the functions or steps described below. Alternatively, the vertical position of the housing or piston 100 can be controlled by means of a hydraulic device, as shown in the sectional perspective of figure 11B. That is to say, the underside 102 of housing element 100 can be designed as a piston, with appropriate piston rings as desired. Thus, the high well pressure, through the mud or other drilling fluid, can act against the underside 102 of the piston 100. Against this pressure, the piston can be controlled with the help of pressure fluid that flows into the blocked chamber 94 through channel 104. The vertical position of the carriers 40A and 40B can therefore be controlled , whether they are operated mechanically or hydraulically, which in turn controls the vertical position of the string 16 and/or the new pipe 13. In both cases, it will be understood that a wedge 106 and a wedge groove 108 as shown in Figure 10, or another anti-rotation element, is provided to prevent the carriers from rotating relative to the housings 34A and 34B.

Figur 12 anskueliggjør elementenes innbyrdes stilling når et nytt rør skal føyes til strengen. Figure 12 illustrates the relative position of the elements when a new pipe is to be added to the string.

På dette tidspunkt gripes strengen ved hjelp av de nedre gripere 24 og 26 og lases positivt mot nedoverbevegelse ved hjelp av kilebelte 25. Nedre høytrykkstetning 22B er lukket om streng 16, og ventil 23 er lukket for derved å dele kopleren i et øvre og et nedre kammer, som beskrevet ovenfor. Øvre høytrykkstetning 22A er åpen, og øv-re gripere 26 og kilebelte 28 befinner seg i inntrukket stilling og gjør det dermed mulig å senke et nytt rør ned i det øvre kammer i kopleren. Det vil også bemerkes at bærere 40A og 40B befinner seg i henholdsvis sin øverste og nederste stilling. At this point, the string is gripped by means of the lower grippers 24 and 26 and positively loaded against downward movement by means of V-belt 25. Lower high-pressure seal 22B is closed about string 16, and valve 23 is closed to thereby divide the coupler into an upper and a lower chamber, as described above. Upper high-pressure seal 22A is open, and upper grippers 26 and V-belt 28 are in a retracted position, thus making it possible to lower a new pipe into the upper chamber of the coupler. It will also be noted that carriers 40A and 40B are in their upper and lower positions, respectively.

På figur 13 er et nytt rør blitt senket ned i det øvre kammer og blitt grepet av øvre gripere 26 og kilebelte 28. I denne stilling vil det bemerkes at tapp 15 har gått i inngrep med støtinnretning 23C, hvilket setter det nye rør i riktig stilling uten støt mot eller skade på ventil 23. Det vil også bemerkes at øvre tetning 22A har lukket seg og tetter om det nye rør, og at bærernes 40A og 40B vertikalstilling er den samme som i den foregående figur 12. På dette tidspunkt kan boreslam eller annet borefluid fortsette å strømme ned gjennom røret og inn i det øvre kammer, hvorfra det kan strømme ut gjennom en kanal som f.eks. 29A eller 29B, ved hjelp av strømningskanalene i støt-innretning 23C, beskrevet tidligere. I tillegg kan borefluid strømme inn i det nedre kammer 27 gjennom kanal 29C eller 29D, hvorfra det kan strømme ut gjennom strengen via den nedre støtinnretning med tilsvarende konstruksjon. Følgelig vil det være åpenbart at borefluid kan sirkuleres kontinuerlig gjennom koplerens øvre og nedre kammer og ned gjennom strengen og inn i borehullet mens nye rør føyes til strengen eller fjernes fra denne. I tillegg vil det forstås at dersom det er ønskelig å fortsette boringen under tilføyelsen av rør, kan bærer 40B fortsette å rotere, for eksempel ved hjelp av kronhjul 60 og drivhjul 62, som beskrevet ovenfor. Her blir øvre ende av strengen holdt i en fast vertikalstilling, men boringen kan fortsette på grunn av forlengelse, dvs. strekking av strengen, eller ved hjelp av et støte- og demperør eller lignende forlengelse, slik at borkronen fortsetter å bore nedover dersom det er ønskelig med kontinuerlig boring. In Figure 13, a new pipe has been lowered into the upper chamber and has been gripped by upper grippers 26 and V-belt 28. In this position, it will be noted that pin 15 has engaged impact device 23C, which puts the new pipe in the correct position without impact to or damage to valve 23. It will also be noted that upper seal 22A has closed and seals around the new pipe, and that the vertical position of carriers 40A and 40B is the same as in the preceding figure 12. At this point, drilling mud or other drilling fluid continue to flow down through the pipe and into the upper chamber, from where it can flow out through a channel such as 29A or 29B, by means of the flow channels in shock device 23C, described earlier. In addition, drilling fluid can flow into the lower chamber 27 through channel 29C or 29D, from where it can flow out through the string via the lower shock device of corresponding construction. Accordingly, it will be apparent that drilling fluid can be continuously circulated through the coupler's upper and lower chambers and down through the string and into the borehole as new tubing is added to or removed from the string. In addition, it will be understood that if it is desired to continue drilling during the addition of pipes, carrier 40B can continue to rotate, for example by means of crown wheel 60 and drive wheel 62, as described above. Here the upper end of the string is held in a fixed vertical position, but drilling can continue due to extension, i.e. stretching of the string, or by means of a shock and damper pipe or similar extension, so that the drill bit continues to drill downwards if there is preferably with continuous drilling.

Figur 14 viser elementene i samme stilling som på figur 13, men viser også ventil 23 åpnet. Åpning av ventil 23 gjør det mulig for bærer 40A å bevege seg nedover og bærer 40B å bevege seg oppover. I tillegg står øvre og nedre kammer i åpen forbindelse, slik at strengen kan motta en kontinuerlig strøm av borefluid både fra det nye rør og fra det som tilføres kopleren gjennom f.eks. kanal 29A og/eller B og/eller 29C og/eller Figure 14 shows the elements in the same position as in Figure 13, but also shows valve 23 opened. Opening of valve 23 allows carrier 40A to move downward and carrier 40B to move upward. In addition, the upper and lower chambers are in open connection, so that the string can receive a continuous flow of drilling fluid both from the new pipe and from what is supplied to the coupler through e.g. channel 29A and/or B and/or 29C and/or

D. D.

Figur 15 viser elementenes stilling etter at bærer 40A har beveget seg nedover og bærer 40B har beveget seg oppover for å gjennomføre koplingen av det nye rør til strengen. Det vil si ved for eksempel å rotere det nye rør ved hjelp av de øvre gripere eller ved hjelp av det toppdrevne rotasjonssystem mens røret beveges nedover og strengen oppover gjennom bærernes 40A og 40B respektive vertikalbevegelser. I dette henseende vil det forstås at strengen kan holdes ubevegelig ved hjelp av de nedre gripere mens kun røret roteres ved hjelp av de øvre gripere for å skru tappen inn i muffen. Alternativt kan røret, dersom strengen roteres av de nedre gripere 24, enten av driftsmessige årsaker eller for å opprettholde kontinuerlig boring, roteres i samme retning, men ved en høyere omdreiningshastighet. Uansett gis forbindelsen riktig dreiemoment og strømmen til kopleren kan stanses, siden strømmen av borefluider ned gjennom det nye rør til strengen er fullt ut tilstrekkelig til å fortsette kontinuerlig boresirkulasjon av borefluid, og boring dersom dette er ønskelig. Deretter trekkes alle gripe- og kileanordninger tilbake som vist på figur 16, og boringen fortsetter med hele lengden av det nye rør til det neste nye rør føyes til på samme vis. Dersom kopleren ikke er montert på eller integrert med UBIS-stakken, spyles borefluidet i kopleren ut og dreneres gjennom kanal 29D før nedre tetning 22B åpnes. På motsatt vis vil det være åpenbart at de ovenfor beskrevne trinn vil kunne utføres i omvendt rekkefølge når det er ønskelig å fjerne rør. Figure 15 shows the position of the elements after carrier 40A has moved downwards and carrier 40B has moved upwards to complete the connection of the new pipe to the string. That is, for example, by rotating the new pipe by means of the upper grippers or by means of the top-driven rotation system while the pipe is moved downwards and the string upwards through the respective vertical movements of the carriers 40A and 40B. In this regard, it will be understood that the string can be held stationary by means of the lower grippers while only the tube is rotated by means of the upper grippers to screw the pin into the sleeve. Alternatively, if the string is rotated by the lower grippers 24, either for operational reasons or to maintain continuous drilling, the pipe can be rotated in the same direction, but at a higher rotational speed. Regardless, the connection is given the correct torque and the flow to the coupler can be stopped, since the flow of drilling fluids down through the new pipe to the string is fully sufficient to continue continuous drilling circulation of drilling fluid, and drilling if this is desired. Then all gripper and wedge devices are retracted as shown in Figure 16, and drilling continues along the entire length of the new pipe until the next new pipe is added in the same manner. If the coupler is not mounted on or integrated with the UBIS stack, the drilling fluid in the coupler is flushed out and drained through channel 29D before lower seal 22B is opened. Conversely, it will be obvious that the steps described above can be carried out in reverse order when it is desired to remove pipes.

Ut fra den foregående beskrivelse av ett foretrukket driftsmodus vil det være åpenbart at den øvre bærer 40A kan holdes vertikalt ubevegelig mens streng 16 heves den nødvendige distanse gjennom oppoverbevegelse av nedre bærer 40B. Med tanke på strengens store vekt foretrekkes det imidlertid at nedre bærer 40B utformes slik at den forblir ubevegelig, og at hele den nødvendige bevegelse utføres av øvre bærer 40A. Denne utførelse er vist på figurer 17 - 19, og det vil fremgå av figur 17 at stempel 100 i den nedre sammenstilling kan utelates og dermed forenkle den samlede konstruksjon. Som vist på figur 18, er øvre bærer 40A og kilespor 106 utformet slik at de er lange nok til at bærer 40A kan bevege seg nedover hele distansen som er nødven-dig for å sammenstille forbindelsen. Dette illustreres nærmere på figur 19. Her fremgår det at den distanse det nye rør skal bevege seg nedover, ivaretas mer enn godt nok gjennom den nedadgående vertikalbevegelse av bærer 40A i hus 34A. From the preceding description of one preferred mode of operation, it will be obvious that the upper carrier 40A can be kept vertically motionless while the string 16 is raised the required distance through upward movement of the lower carrier 40B. In view of the large weight of the string, however, it is preferred that the lower carrier 40B is designed so that it remains motionless, and that all the necessary movement is carried out by the upper carrier 40A. This embodiment is shown in figures 17 - 19, and it will be clear from figure 17 that piston 100 in the lower assembly can be omitted and thus simplify the overall construction. As shown in Figure 18, upper carrier 40A and keyway 106 are designed so that they are long enough for carrier 40A to move down the entire distance necessary to assemble the connection. This is illustrated in more detail in figure 19. Here it appears that the distance the new pipe must move downwards is more than adequately taken care of through the downward vertical movement of carrier 40A in housing 34A.

Når det gjelder plasseringen av gripe- og kileanordningene i forhold til hus 19 og ventil 23, viser figur 20 skjematisk åtte relative plasseringer som er mulige med den foreliggende oppfinnelse. For eksempel viser figur 20A både de øvre gripere 24 og de nedre gripere 26 plassert på utsiden av hus 19. Figur 20B viser de øvre gripere 26 i huset over ventil 23 og de nedre gripere på utsiden og under huset. Figur 20C viser de øvre gripere i det nedre kammer, mens de nedre gripere 24 befinner seg på utsiden av og under kammeret. På figur 20D er de øvre gripere vist over huset med de nedre gripere i husets nedre kammer. Figur 20E viser utførelsen som er vist på figur 9, beskrevet tidligere, hvor de øvre gripere 26 befinner seg inne i huset og over ventilen, mens de nedre gripere 24 befinner seg i husets nedre kammer og under ventilen. Figur 20F viser gripernes stilling som tidligere beskrevet i forhold til utførelsen på figur 2, hvor både de øvre og nedre gripere befinner seg inne i huset og under ventilen. På figur 20G er de øvre gripere på utsiden av og over huset, mens de nedre gripere er i husets øvre kammer. Til slutt viser figur 20H utførelsen hvor både de øvre 26 og nedre gripere 24 er i husets øvre kammer over ventilen 23. With regard to the location of the gripping and wedge devices in relation to housing 19 and valve 23, Figure 20 schematically shows eight relative locations that are possible with the present invention. For example, figure 20A shows both the upper grippers 24 and the lower grippers 26 placed on the outside of housing 19. Figure 20B shows the upper grippers 26 in the housing above valve 23 and the lower grippers on the outside and below the housing. Figure 20C shows the upper grippers in the lower chamber, while the lower grippers 24 are on the outside of and below the chamber. In Figure 20D, the upper grippers are shown above the housing with the lower grippers in the lower chamber of the housing. Figure 20E shows the embodiment shown in Figure 9, described earlier, where the upper grippers 26 are located inside the housing and above the valve, while the lower grippers 24 are located in the lower chamber of the housing and below the valve. Figure 20F shows the position of the grippers as previously described in relation to the design in Figure 2, where both the upper and lower grippers are located inside the housing and under the valve. In Figure 20G, the upper grippers are on the outside of and above the housing, while the lower grippers are in the upper chamber of the housing. Finally, Figure 20H shows the embodiment where both the upper 26 and lower grippers 24 are in the upper chamber of the housing above the valve 23.

I tillegg til det ovennevnte er det blitt oppdaget at enkelte stillinger og kombinasjoner av gripere, kilebelter og tetninger er sterkt foretrukket for bruk i den foreliggende oppfinnelse, idet de gir uventede fordeler og resultater. For eksempel viser figur 20A den flerhet av stillinger som, i hvert fall teoretisk, er mulige for plassering av tetningen og det nedre kilebelte i forhold til hverandre og i forhold til kammer 19. Tilsvarende viser figur 20B de teoretisk mulige plasseringer av tetningen og de øvre gripe-og kileanordninger i forhold til hverandre og kammer 19. Selv om alle disse plasseringen er fysisk mulige, gir enkelte plasseringer uventet bedre resultater. For eksempel er oppstukningens overflate normalt mye grovere enn rørlegemets overflate. Den nedre tetning 22B ville derfor bli slitt ut med mindre den var en dyrere RUBIS. Derfor foretrekkes utførelser g til I på figur 20A for å oppnå en vesentlig lengre og mer effektiv levetid fortetningen uten å måtte ty til roterende tetninger. In addition to the above, it has been discovered that certain positions and combinations of grippers, V-belts and seals are strongly preferred for use in the present invention, providing unexpected advantages and results. For example, figure 20A shows the plurality of positions which, at least theoretically, are possible for positioning the seal and the lower V-belt in relation to each other and in relation to chamber 19. Similarly, figure 20B shows the theoretically possible positions of the seal and the upper gripper and wedge devices relative to each other and chamber 19. Although all of these placements are physically possible, some placements provide unexpectedly better results. For example, the surface of the sprain is normally much rougher than the surface of the pipe body. The lower seal 22B would therefore wear out unless it was a more expensive RUBIS. Therefore, embodiments g to I in figure 20A are preferred in order to achieve a significantly longer and more effective seal life without having to resort to rotating seals.

Samtidig er det blitt bemerket at griperne bør gå i inngrep med oppstukningen, og ikke rørlegemet, for å forhindre at det oppstår potensielt alvorlig skade på røroverfla-ten. Dermed har man funnet at oppstukningen bør gripes ved hjelp av griperne som vises på figurer 20A a, b, c, g, h, i, m, n og o. At the same time, it has been noted that the grippers should engage the sprain, and not the pipe body, to prevent potentially serious damage to the pipe surface. Thus, it has been found that the sprain should be grasped using the grippers shown in figures 20A a, b, c, g, h, i, m, n and o.

De teoretiske muligheter for de øvre tetninger og de øvre gripe- og kileanordninger er også vist på figur 20B. Prinsippene beskrevet i forbindelse med figur 20A gjelder imidlertid også her. Av den grunn er det funnet at utførelsene på figur 20B b og h gir de mest uventede resultater i kombinasjon med de andre elementer av den foreliggende oppfinnelse. Som følge av dette er det funnet at den foretrukne plassering av tetningene, gripe- og kileanordningene, iberegnet den viktige faktor som gar på å redusere koplerens vertikale høyde til et minimum, hvilket også er viktig når det gjelder å oppnå optimale resultater med den foreliggende oppfinnelse, er å plassere elementene som vist på figurer 20A b og 20A h dersom kilebeltet og/eller griperne befinner seg inne i trykkhuset 19. The theoretical possibilities for the upper seals and the upper gripping and wedge devices are also shown in figure 20B. However, the principles described in connection with Figure 20A also apply here. For that reason, it has been found that the embodiments of Figure 20B b and h give the most unexpected results in combination with the other elements of the present invention. As a result, it has been found that the preferred location of the seals, gripper and wedge devices, includes the important factor of reducing the vertical height of the coupler to a minimum, which is also important when it comes to achieving optimal results with the present invention , is to place the elements as shown in figures 20A b and 20A h if the V-belt and/or grippers are located inside the pressure housing 19.

For fremtidig bruk, ettersom industrien modifiserer sitt nåværende utstyr, er de optimale resultater blitt funnet med 20B h over og 20A n under. For future use, as the industry modifies its current equipment, the optimum results have been found with 20B h above and 20A n below.

Som tidligere nevnt, kan fordelene med den foreliggende oppfinnelse også oppnås ved å plassere griperne, og om ønskelig kilebeltet, utenfor trykkhuset 19. Denne utførelse er vist skjematisk på figurer 21 - 27. Som vist på figurer 21 - 22, er høytrykkshuset 119 i denne utførelse plassert mellom den øvre gripersammenstilling 100A og den nedre gripersammenstilling 100B. Øvre gripersammenstilling 100A går i inngrep med et rør 113 og nedre gripersammenstilling går i inngrep med en borestreng 116. Høyt-rykkshus 119 omslutter en øvre tetning 122A, en nedre tetning 122B og en ventil 123. Det vil forstås at disse elementer tilsvarer ovenfor beskrevne elementer 19, 22A - B og 23, og at de virker på samme måte som sine tidligere beskrevne motstykker. Det vil være åpenbart for fagfolk på området at smøremidlene og borefluidene kan leveres til og fra hus 119 på ulike måter tilsvarende de tidligere beskrevne. Figur 22 anskue-liggjør imidlertid en foretrukket utførelse hvor smøremiddel for den øvre ringromssik-ring eller tetning 122A kan leveres gjennom åpning eller kanal 102. Kanal 104 kan anordnes for tilførsel av slam og spyleluft til det øvre kammer, hvorfra dette kan føres ut gjennom kanaler 106. Slam eller annet borefluid kan leveres til det nedre kammer gjennom kanal 108, slik at det strømmer ned gjennom borestrengen for kontinuerlig sirkulasjon som beskrevet ovenfor, og overskytende borefluid og/eller spyleluft kan strømme ut av det nedre kammer gjennom kanaler 110. Fortrinnsvis anordnes en ekstra kanal 107 for injeksjon av et smøremiddel eller gjengefett i kontakt med tappen og muffen når ventilen 23 er åpen og tappen er blitt senket ned. As previously mentioned, the advantages of the present invention can also be achieved by placing the grippers, and if desired the V-belt, outside the pressure housing 19. This embodiment is shown schematically in figures 21 - 27. As shown in figures 21 - 22, the high pressure housing 119 in this embodiment located between the upper gripper assembly 100A and the lower gripper assembly 100B. Upper gripper assembly 100A engages a tube 113 and lower gripper assembly engages a drill string 116. High jerk housing 119 encloses an upper seal 122A, a lower seal 122B and a valve 123. It will be understood that these elements correspond to the elements described above 19, 22A - B and 23, and that they work in the same way as their previously described counterparts. It will be obvious to experts in the field that the lubricants and drilling fluids can be delivered to and from house 119 in various ways corresponding to those previously described. Figure 22, however, illustrates a preferred embodiment where lubricant for the upper annulus seal or seal 122A can be delivered through opening or channel 102. Channel 104 can be arranged for the supply of sludge and flushing air to the upper chamber, from where this can be led out through channels 106. Mud or other drilling fluid can be delivered to the lower chamber through channel 108, so that it flows down through the drill string for continuous circulation as described above, and excess drilling fluid and/or flushing air can flow out of the lower chamber through channels 110. Preferably arranged an additional channel 107 for injection of a lubricant or thread grease in contact with the pin and sleeve when the valve 23 is open and the pin has been lowered.

Som vist nærmere på figur 22, er det fortrinnsvis anordnet sentreringselementer eller omslutningshoder 124, 126 og 128. Omslutningshodene løper i en 90° vinkel i forhold til ventil 123, og kan beveges radialt innover for å gå i inngrep med og sentrere nedre ende av rør 113 og øvre ende av borestreng 116 ved hjelp av elektriske eller hydrauliske motorer (ikke vist) idet røret og strengen skal koples sammen. Sentreringshode 126 kan også benyttes til å sentrere tapp 115 i forhold til muffe 114 når ventil 123 er åpen rett for sammenkopling. As shown in more detail in Figure 22, there are preferably arranged centering elements or enclosure heads 124, 126 and 128. The enclosure heads run at a 90° angle in relation to valve 123, and can be moved radially inwards to engage with and center the lower end of the pipe 113 and upper end of drill string 116 by means of electric or hydraulic motors (not shown) as the pipe and string are to be connected together. Centering head 126 can also be used to center pin 115 in relation to sleeve 114 when valve 123 is open straight for connection.

Idet det henvises til figur 23, er den nedre gripersammenstilling 100B vist skjematisk i en foretrukket utførelse, og det vil forstås at den øvre gripersammenstilling kan være lik, men speilvendt på en slik måte at den er opp-ned. Gripersammenstilling 100B innbefatter et ytre hus eller mantel 130 som rommer en sylinder 132 som er montert for rotasjon mellom wire og nedre aksiallagre 134A og 134B. Sylinder 132 innbefatter et ringformet kronhjul 136 som kan drives ved hjelp av ett eller flere drivhjul 138 som roteres ved hjelp av en eller flere drivaksler 140, som drives ved hjelp av tradisjonelle omstillbare motor(er) (ikke vist). Dermed kan sylinderen 132 roteres med eller mot klokken for å rotere gripere 142 om strengens 116 akse. Gripere 142 beveges radialt innover og utover ved hjelp av et sett med ledd 143 og 144 som beveges vertikalt ved hjelp av følgestaver 147A og B som sitter på drivskruer 146 på samme måte som beskrevet ovenfor. Drivskruer 146 er forbundet med og roteres av drivhjul 148 som bæres av aksiallagre 150. Drivhjul 148 roteres ved hjelp av en tannkrans 152 med innvendige tenner som går i inngrep med drivhjul 148, og utvendige tenner som går i inngrep med ett eller flere drivhjul 154. Drivhjul 154 kan drives ved hjelp av tradisjonelle motorer gjennom aksler 156 som strekker seg gjennom høytrykkstetninger 158. Referring to figure 23, the lower gripper assembly 100B is shown schematically in a preferred embodiment, and it will be understood that the upper gripper assembly can be similar, but mirrored in such a way that it is upside down. Gripper assembly 100B includes an outer housing or shell 130 which houses a cylinder 132 mounted for rotation between wire and lower thrust bearings 134A and 134B. Cylinder 132 includes an annular crown wheel 136 which can be driven by means of one or more drive wheels 138 which are rotated by means of one or more drive shafts 140, which are driven by means of traditional adjustable motor(s) (not shown). Thus, the cylinder 132 can be rotated clockwise or counterclockwise to rotate grippers 142 about the string 116 axis. Grippers 142 are moved radially inwards and outwards by means of a set of links 143 and 144 which are moved vertically by means of follower rods 147A and B which sit on drive screws 146 in the same manner as described above. Drive screws 146 are connected to and are rotated by drive wheels 148 which are carried by axial bearings 150. Drive wheels 148 are rotated by means of a ring gear 152 with internal teeth which mesh with drive wheels 148, and external teeth which engage with one or more drive wheels 154. Drive wheel 154 can be driven by conventional motors through shafts 156 extending through high pressure seals 158.

Virkemåten i denne utførelse vil lett kunne forstås ut fra den forutgående beskrivelse, ved at drivskruer 146 med øvre og nedre motsatte gjenger beveger ledd 143 og 144 innover og utover, avhengig av drivskruenes 146 rotasjonsretning og drivakslenes 140, 156 retning og hastighetsdifferensial. Det vil også forstås at gripere 142 også kan fungere som et kilebelte ved at den nedadrettede kraft som frembringes gjennom vekten av strengen, får nedre ledd 144 til å øke gripekraften mot strengen. Det vil si at griperne og det nedre ledd virker som kiler som forhindrer nedadrettet aksialbeve-gelse av strengen. På samme måte virker det øvre sett med ledd 143' i gripersammenstilling 100A som kiler som presser gripere 142' til fastere inngrep med røret etter som det høye trykk i koplingskammeret utover en stor oppadrettet kraft mot røret for sammenkoplingen med strengen gjennomføres. I tillegg er gripernes aksiallengde i den foretrukne utførelse laget slik at den er større enn lengden av de ovenfor beskrevne gripere. For eksempel har gripere 142 og 142' fortrinnsvis en aksiallengde på i størrelsesorden 18 til 24 tommer (457 til 610 mm) i stedet for den vanlige lengden på i størrelsesorden 6 til 10 tommer (152 til 254 mm). The operation in this embodiment will be easily understood from the previous description, in that drive screws 146 with upper and lower opposite threads move joints 143 and 144 inwards and outwards, depending on the direction of rotation of the drive screws 146 and the direction and speed differential of the drive shafts 140, 156. It will also be understood that grippers 142 can also function as a V-belt in that the downward force produced through the weight of the string causes lower link 144 to increase the gripping force against the string. That is to say, the grippers and the lower link act as wedges which prevent downward axial movement of the string. Similarly, the upper set of links 143' in gripper assembly 100A act as wedges that press grippers 142' into firmer engagement with the pipe after the high pressure in the coupling chamber beyond a large upward force against the pipe for the connection with the string is effected. In addition, the axial length of the grippers in the preferred embodiment is made so that it is greater than the length of the grippers described above. For example, grippers 142 and 142' preferably have an axial length of on the order of 18 to 24 inches (457 to 610 mm) rather than the usual length of on the order of 6 to 10 inches (152 to 254 mm).

Som omtalt tidligere og anskueliggjort på figurer 21, 22 og 25, må den ene eller den andre eller begge av rør 113 og streng 116 beveges vertikalt mot hverandre for å kop-le et rør til eller fra strengen. Figur 25 viser en foretrukket utførelse hvor koplingshus 119 og nedre gripersammenstilling 110B kan forbli ubevegelige mens den øvre gripersammenstilling 100A og rør 113 beveges den nødvendige vertikalavstand ved hjelp av et drivsystem 170, skjønt det vil være åpenbart at den nedre gripersammenstilling 100B kan beveges på lignende vis dersom dette er ønskelig. I den viste utførelse innbefatter den øvre gripersammenstilling 100A en sideforskjøvet husdel 160 som rommer en innvendig gjenget drivhylse 162. Koplerens hus 119 innbefatter et sideforskjø-vet hus 164 som rommer en gjenget drivskrue 166. Drivskrue 166 er koplet til og roteres av et drivhjul 168 som drives ved hjelp av et drivhjul og aksel 172. Drivhjul 168 og drivskrue 166 er forsynt med et aksiallager 174 i nedre ende. Drivhylse 162 glir gjennom høytrykkstetning 178 og tetter mot innsiden av hus 164 med høytrykks-tetning 176. Derfor vil drivskruen 168 etter som den roteres av aksel og drivhjul 172 og drivhjul 168, bevege drivhylse 162 og øvre gripersammenstilling 100A nedover eller oppover etter ønske for å sammenstille eller bryte rørforbindelsen. Alternativt kan drivhjulsammenstillingen erstattes med en sammenstilling basert på hydraulisk kraft. I tillegg kan hydraulisk fluid ved et trykk som er likt eller proporsjonalt med slamtrykket i borestrengen, slippes gjennom kanal 179 for å trykkutjevne kreftene og dermed redusere kraften mot skruegjengene. Det er selvsagt å foretrekke at det anordnes to eller flere drivsystemer 170 plassert med avstand perifert om gripersam-menstillingens vertikalakse for å balansere kreftene og utøve den samlede ønskede kraft. I tillegg innbefatter den foretrukne utførelse en vertikalt løpende stopper eller føring 180 som strekker seg mellom gripersammenstillingen 100A og huset 119 for å muliggjøre den vertikalbevegelse som nettopp ble beskrevet, samtidig som den virker mot eventuelle momentkrefter mellom disse. As discussed earlier and illustrated in figures 21, 22 and 25, one or the other or both of pipe 113 and string 116 must be moved vertically towards each other in order to connect a pipe to or from the string. Figure 25 shows a preferred embodiment where the coupling housing 119 and lower gripper assembly 110B can remain stationary while the upper gripper assembly 100A and pipe 113 are moved the required vertical distance by means of a drive system 170, although it will be obvious that the lower gripper assembly 100B can be moved in a similar manner if this is desired. In the embodiment shown, the upper gripper assembly 100A includes a laterally offset housing portion 160 that accommodates an internally threaded drive sleeve 162. The coupler housing 119 includes a laterally offset housing 164 that accommodates a threaded drive screw 166. Drive screw 166 is coupled to and rotated by a drive wheel 168 which is driven by means of a drive wheel and shaft 172. Drive wheel 168 and drive screw 166 are provided with an axial bearing 174 at the lower end. Drive sleeve 162 slides through high pressure seal 178 and seals against the inside of housing 164 with high pressure seal 176. Therefore, as the drive screw 168 is rotated by shaft and drive wheel 172 and drive wheel 168, the drive sleeve 162 and upper gripper assembly 100A will move down or up as desired to make or break the pipe connection. Alternatively, the drive wheel assembly can be replaced with an assembly based on hydraulic power. In addition, hydraulic fluid at a pressure equal to or proportional to the mud pressure in the drill string can be released through channel 179 to pressure equalize the forces and thus reduce the force against the screw threads. It is of course preferable to arrange two or more drive systems 170 spaced peripherally around the gripper assembly's vertical axis in order to balance the forces and exert the overall desired force. In addition, the preferred embodiment includes a vertically running stop or guide 180 extending between gripper assembly 100A and housing 119 to enable the vertical movement just described, while counteracting any torque forces therebetween.

Figurer 26 og 27 anskueliggjør anvendelsen av de utvendige gripere på rør som ikke har utvendige oppstukninger eller muffer, og på rør med liten diameter og forholdsvis tykkere vegger. Uten utvendige oppstukninger kan avstanden mellom øvre og nedre tetning 122A og 122B reduseres kraftig. I tillegg kan griperne gjøres kortere på grunn av rørveggens større tykkelse. Som en følge av dette er det blitt funnet at den totale vertikale høyde av huset og de utvendige gripere kan reduseres kraftig. I denne utfø-relse er koplingshusets 119' vertikale høyde redusert slik at den kan være i størrelses-orden lik den vertikale høyde av hele drivsystemet 170, og høytrykkshus 119 og den nedre gripersammenstilling 100B kan utgjøre ett integrert hus. Figures 26 and 27 illustrate the use of the external grippers on pipes which do not have external joints or sleeves, and on pipes with a small diameter and comparatively thicker walls. Without external splicing, the distance between the upper and lower seals 122A and 122B can be greatly reduced. In addition, the grippers can be made shorter due to the greater thickness of the pipe wall. As a result, it has been found that the total vertical height of the housing and the external grippers can be greatly reduced. In this embodiment, the vertical height of the coupling housing 119' is reduced so that it can be of the order of magnitude equal to the vertical height of the entire drive system 170, and the high-pressure housing 119 and the lower gripper assembly 100B can form one integrated housing.

Claims

1. Coupler (18) for continuous circulation of a drilling fluid through a drill string (16) during the addition or removal of pipe (13), characterized in that it comprises: (a) a high pressure housing (19) arranged above the drill string (16); (b) upper grippers (26) adapted to engage the pipe (13) to be added or removed from the drill string (16); (c) an upper V-belt (28) sized and designed to engage the tube (13) and positively lock the tube (13) against upward movement; (d) lower grippers (24) adapted to engage the drill string (16); (e) a lower V-belt (25) sized and designed to engage the drill string (16) and positively lock the drill string (16) against downward movement; and (f) the upper and lower grippers (26, 24) are provided with friction or wear pads (24') which are adapted for bearing against a pipe sleeve (14).

2. Coupler (18) as stated in claim 1, characterized in that it includes upper grippers (26) adapted for engagement with said pipe (13).

3. Coupler (18) as stated in claim 1 or 2, characterized in that it includes a high-pressure housing (19) which surrounds at least one of said lower and upper grippers (24, 26).

4. Couplers (18) as stated in claim 1, 2 or 3, characterized in that said high-pressure housing (19) surrounds both said lower and upper grippers (24, 26).