NO338637B1

NO338637B1 - Pressure control using fluid on top of a piston

Info

Publication number: NO338637B1
Application number: NO20111179A
Authority: NO
Inventors: Ola Michael Vestavik
Original assignee: Reelwell As
Priority date: 2011-08-31
Filing date: 2011-08-31
Publication date: 2016-09-26
Also published as: EP2751374A2; NO20111179A1; BR112014004368A2; CN104040107A; AU2012301145A1; WO2013030050A2; CA2846455A1; US20140190751A1; WO2013030050A3

Description

Oppfinnelsens område Field of the invention

Oppfinnelsen vedrører en innretning og en fremgangsmåte for utførelse av boreaktiviteter i en brønn slik dette er fremlagt i innledningen i de uselvstendige kravene. The invention relates to a device and a method for carrying out drilling activities in a well as presented in the introduction to the non-independent claims.

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

For å ekstrahere petroleumsfluider fra reservoarer i jordformasjoner blir brønner boret inn i formasjonene. Utviklingen av boreteknikker har utviklet seg til at det er mulig å bore brønner i enhver retning for slik å ekstrahere så mye som mulig av petroleumsfluidene som er til stede i formasjonene som det bores i. En brønn kan for eksempel omfatte en hovedsakelig vertikal seksjon og minst én seksjon som avviker fra den vertikale seksjonen, eventuelt en hovedsakelig horisontal seksjon. Seksjonene som avviker fra den hovedsakelig vertikale seksjonen har en tendens til å bli lengre og kan strekke seg i tusenvis av meter inn i en formasjon. Dybdene på brønnene øker, og i tillegg øker også vanndybdene. To extract petroleum fluids from reservoirs in earth formations, wells are drilled into the formations. The development of drilling techniques has developed to the point that it is possible to drill wells in any direction in order to extract as much as possible of the petroleum fluids present in the formations being drilled. A well may, for example, comprise a mainly vertical section and at least one section deviating from the vertical section, possibly a mainly horizontal section. The sections that deviate from the mainly vertical section tend to be longer and may extend for thousands of meters into a formation. The depths of the wells increase, and in addition the water depths also increase.

Boring blir vanligvis utført ved å innføre en borekrone på enden av borestrengen ned i brønnen. Vekten av borestrengen er proporsjonal med lengden på borestrengen. Når det bores på store vanndyp påvirker dybden av vannet også trykkbetingelsene i brønnen, og bidrar til vekten av borestrengen. Man ønsker ikke at formasjonsfluidene skal trenge inn i den borede brønnen under boring, og derfor bør trykket som utøves av boreutstyret på formasjonen være høyere enn poretrykket til formasjonen. Boreutstyr skal også bli forstått som fluidet som tilsettes mellom borestrengen og den utildekkede formasjonsveggen. Med dette har man også kontroll på brønnen under boring og vil derfor forhindre utblåsninger i brønnen. Samtidig er det også et behov for å begrense mengden av borefluid som trenger inn Drilling is usually carried out by inserting a drill bit at the end of the drill string into the well. The weight of the drill string is proportional to the length of the drill string. When drilling at great water depths, the depth of the water also affects the pressure conditions in the well, and contributes to the weight of the drill string. One does not want the formation fluids to penetrate the drilled well during drilling, and therefore the pressure exerted by the drilling equipment on the formation should be higher than the pore pressure of the formation. Drilling equipment shall also be understood as the fluid that is added between the drill string and the uncovered formation wall. With this, you also have control over the well during drilling and will therefore prevent blowouts in the well. At the same time, there is also a need to limit the amount of drilling fluid that penetrates

i den utildekkede formasjonsveggen, og også et behov for å forhindre sprekkdannelse i sideveggen i det borede hullet før produksjon kan igangsettes. Dette betyr at trykket som utøves av boreutstyret ikke må overskride sprekkdannelsestrykket (eng. fracturing pressure) for formasjonen. Poretrykket i formasjonen er også avhengig av den hydrostatiske kolonnen, og ved store vanndyp øker poretrykket i formasjonen. Når trykket som utøves av boreutstyret beveger seg mot grensene som er definert ved poretrykket i formasjonen og sprekkdannelsestrykket i formasjonen, må brønnen bli foret med foringsrør eller forlengelsesrør før boring kan fortsettes. Det er derfor et behov for å tilveiebringe en fremgangsmåte for boring der boringen kan fortsette i en lengre tidsperiode i det tillatte trykkområdet mellom poretrykket i formasjonen og sprekkdannelsestrykket for formasjonen. in the uncovered formation wall, and also a need to prevent cracking in the sidewall of the drilled hole before production can begin. This means that the pressure exerted by the drilling equipment must not exceed the fracturing pressure for the formation. The pore pressure in the formation is also dependent on the hydrostatic column, and at great water depths the pore pressure in the formation increases. When the pressure exerted by the drilling equipment moves towards the limits defined by the pore pressure in the formation and the fracturing pressure in the formation, the well must be lined with casing or extension pipe before drilling can continue. There is therefore a need to provide a method for drilling where drilling can continue for a longer period of time in the permissible pressure range between the pore pressure in the formation and the fracturing pressure for the formation.

Benyttet på denne måten skal boring bli ansett som å referere til etablering av et hull i bakken ved hjelp av en borestreng. Dette gjelder spesielt for boring i jordskorpen for petroleumsutvinning, tuneller, kanaler eller for utvinning av geotermisk energi, både offshore og på land. Used in this way, drilling shall be considered to refer to the creation of a hole in the ground by means of a drill string. This applies in particular to drilling in the earth's crust for petroleum extraction, tunnels, canals or for the extraction of geothermal energy, both offshore and on land.

WO 2010/039043 Al beskriver et nedihulls brønnredskap som omfatter en redskapsenhet. Redskapsenheten omfatter minst ett første fluidledningsrør og et returfluidledningsrør, og redskapsenheten er arrangert for å bli plassert i brønnhull for å definere et ringformet rom mellom brønnenheten og brønnhullet eller det forede brønnhullet. En tetning deler det ringformede rommet mellom brønnenheten og brønnhullet i to deler; en øvre ringformet romdel som er i fluidkommunikasjon med et første fluid gjennom et innløp, og en nedre ringformet romdel som ligger under tetningen og som er i fluidkommunikasjon med et andre fluid. WO 2010/039043 Al describes a downhole well tool comprising a tool unit. The tool assembly comprises at least one first fluid line pipe and a return fluid line pipe, and the tool assembly is arranged to be placed in a wellbore to define an annular space between the well assembly and the wellbore or the lined wellbore. A seal divides the annular space between the well unit and the wellbore into two parts; an upper annular space part which is in fluid communication with a first fluid through an inlet, and a lower annular space part which lies below the seal and which is in fluid communication with a second fluid.

Fra dokument WO 94/13925 Al er det kjent å bore med to rør anbrakt ved siden av hverandre, der ett rør blir benyttet til pumping av fluider fra overflaten til borekronen, og det andre røret virker som returlinje for det borede kakset og fluider fra borekronen til overflatefasiliteten. Ved en lavere del av borestrengen, over borekronen, er det anbrakt et forseglende stempel. Over stemplet er en forsegling som lukker rommet mellom rørene og borehullveggen eller foringen, og definerer et volum mellom nevnte stempel og forsegling. Trykksatt fluid, slik som hydraulikkfluid, pumpes inn i nevnte volum, trykker på stemplet, og derved borekronen, hydraulisk mot bunnen av hullet. Trykket som virker på den øvre overflaten av stemplet er lik trykket som virker på bunnsiden av forseglingen, noe som betyr at når det bores i formasjoner med høye trykk så må forseglingen være i stand til å motstå trykk som er like med eller til og med høyere enn formasjonstrykkene. From document WO 94/13925 Al, it is known to drill with two pipes placed next to each other, where one pipe is used for pumping fluids from the surface to the drill bit, and the other pipe acts as a return line for the drilled cuttings and fluids from the drill bit to the surface facility. At a lower part of the drill string, above the drill bit, a sealing piston is placed. Above the piston is a seal that closes the space between the pipes and the borehole wall or casing, and defines a volume between said piston and seal. Pressurized fluid, such as hydraulic fluid, is pumped into said volume, pressing the piston, and thereby the drill bit, hydraulically towards the bottom of the hole. The pressure acting on the upper surface of the ram is equal to the pressure acting on the underside of the seal, which means that when drilling in high pressure formations the seal must be able to withstand pressures equal to or even higher than the formation pressures.

Når det bores i formasjoner for å prøve og nå et potensielt petroleumsreservoar kan man bli hindret i boreprosessen ved soner som har høyere formasjonsporetrykk enn det som foreligger i omkringliggende formasjoner. Disse sonene kan være lommer eller reservoarer med gass eller vann under høyt trykk. Boring gjennom slike soner kan være vanskelig, eller til og med umulig, med konvensjonelle boreteknologier, fordi det er svært vanskelig å holde kontroll over poretrykket samtidig som det bores underbalansert (UBD, eng. Under Balanced Drilling) eller ved å benytte trykkbalansert boring (MPD, eng. Managed Pressure Drilling) og fremdeles nå videre ned i formasjonssonen med høyt trykk. UBD blir referert til som en boretilstand der det hydrostatiske trykket på innsiden av foringsrøret eller forlengelsesrøret er lavere enn reservoartrykket, mens MPD er en hensiktsmessig fremgangsmåte dersom forskjellen mellom formasjonsporetrykket og sprekkdannelsestrykket i formasjonen er liten. MPD er en adaptiv borefremgangsmåte som benyttes for mer presist å kontrollere den ringformede trykkprofilen i hele brønnhullet. For å kunne bore må vekten av boreutstyret være høyere enn formasjonsporetrykket. Det kan være mulig å pumpe trykksatt fluid, slik som hydraulikkfluid, over stemplet, men da må den roterende kontrollinnretningen (RCD, eng. Rotating Control Device), som typisk er anbrakt på toppen av brønnen, og som definerer den øvre grensen for et ringformet volum mellom stemplet og toppen av brønnen, motstå trykkene fra det pumpede, trykksatte fluidet. Per i dag eksisterer ingen slik RCD på markedet som er i stand til å motstå disse trykkene. Søkeren har derfor utledet og legemliggjort en løsning på denne mangelen, der trykket ved RCD'en er lavt, fortrinnsvis null. Selv om en situasjon med underbalansert boring og håndtert trykkboring er beskrevet så er fremgangsmåten og innretningen også anvendbare i en konvensjonell, overbalansert boretilstand som refererer til en tilstand der det hydrostatiske trykket i foringsrøret eller forlengelsesrøret er høyere enn formasjonsporetrykket. When drilling in formations to try and reach a potential petroleum reservoir, the drilling process can be hindered by zones that have higher formation pore pressures than what exists in surrounding formations. These zones can be pockets or reservoirs of gas or water under high pressure. Drilling through such zones can be difficult, or even impossible, with conventional drilling technologies, because it is very difficult to control the pore pressure while drilling under-balanced (UBD) or using pressure-balanced drilling (MPD , eng. Managed Pressure Drilling) and still further down into the formation zone with high pressure. UBD is referred to as a drilling condition where the hydrostatic pressure on the inside of the casing or extension pipe is lower than the reservoir pressure, while MPD is an appropriate method if the difference between the formation pore pressure and the fracturing pressure in the formation is small. MPD is an adaptive drilling method used to more precisely control the annular pressure profile throughout the wellbore. To be able to drill, the weight of the drilling equipment must be higher than the formation pore pressure. It may be possible to pump pressurized fluid, such as hydraulic fluid, over the piston, but then the rotating control device (RCD, eng. Rotating Control Device), which is typically located at the top of the well, and which defines the upper limit of an annular volume between the piston and the top of the well, withstand the pressures of the pumped, pressurized fluid. As of today, there is no such RCD on the market capable of withstanding these pressures. The applicant has therefore derived and embodied a solution to this shortcoming, where the pressure at the RCD is low, preferably zero. Although a situation with underbalanced drilling and managed pressure drilling is described, the method and device are also applicable in a conventional, overbalanced drilling condition which refers to a condition where the hydrostatic pressure in the casing or extension pipe is higher than the formation pore pressure.

Et formål med oppfinnelsen er derfor å kontrollere trykket i en brønn samtidig som trykket ved RCD'en er lavt. One purpose of the invention is therefore to control the pressure in a well at the same time that the pressure at the RCD is low.

Istedenfor å benytte trykksatt hydraulikkfluid over delerelementet har søkeren utledet en fremgangsmåte og innretning der fluidet over delerelementet er et tungt fluid som har høyere netto vekt enn det hydrauliske fluidet i de kjente løsningene. Ved å benytte et tungt fluid, ofte med en nettovekt på mer enn 1.0 kg/liter, kan man oppleve en større trykkforskjell langs den hydrostatiske kolonnen enn i de kjente løsningene. Trykket på bunnen vil være signifikant høyere enn trykket på toppen av kolonnen, og slik ved RCD'en, på grunn av den høye nettovekten til fluidet. Dersom kraften som virker fra det tunge fluidet, som refereres til som et første fluid, på den øvre overflaten av delerelementet er lavere enn kraften som virker fra fluidet under delerelementet, som her blir referert til som et andre fluid, så kan man være i stand til å trykksette det første fluidet og/eller endre tettheten og/eller endre volumet av det første fluidet for å overvinne trykket fra det andre fluidet. Instead of using pressurized hydraulic fluid above the dividing element, the applicant has derived a method and device where the fluid above the dividing element is a heavy fluid which has a higher net weight than the hydraulic fluid in the known solutions. By using a heavy fluid, often with a net weight of more than 1.0 kg/litre, one can experience a greater pressure difference along the hydrostatic column than in the known solutions. The pressure at the bottom will be significantly higher than the pressure at the top of the column, and so at the RCD, due to the high net weight of the fluid. If the force acting from the heavy fluid, which is referred to as a first fluid, on the upper surface of the dividing element is lower than the force acting from the fluid below the dividing element, which is referred to here as a second fluid, then one may be able to pressurize the first fluid and/or change the density and/or change the volume of the first fluid to overcome the pressure of the second fluid.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Oppfinnelsen er fremlagt ogkarakteriserti hovedkravene, mens de avhengige kravene beskriver andre karakteristikker for oppfinnelsen. The invention is presented and characterized in the main claims, while the dependent claims describe other characteristics of the invention.

Innretningen ifølge oppfinnelsen vedrører et boreutstyr for boring av et hull i jordskorpen som omfatter en dobbel borestreng, der borestrengen har én innløpsfluidrørledning og én returfluidrørledning, der den doble borestrengen danner en brønn-annulus mellom borestrengen og veggen i brønnen, et delerelement deler brønn-annulusen i en øvre annulus-region over delerelementet som er i kommunikasjon med et første fluid gjennom et fluidinntak, og en lavere annulus-region under delerelementet i kommunikasjon med et andre fluid, der tettheten til det første fluidet er høyere enn tettheten til det andre fluidet. Øvre annulus-region er ment å ligge nærmere overflaten av brønnen, mens lavere annulus-region er ment å ligge nærmere enden av brønnen. The device according to the invention relates to a drilling equipment for drilling a hole in the earth's crust which comprises a double drill string, where the drill string has one inlet fluid pipeline and one return fluid pipeline, where the double drill string forms a well annulus between the drill string and the wall of the well, a dividing element divides the well annulus in an upper annulus region above the dividing element which is in communication with a first fluid through a fluid inlet, and a lower annulus region below the dividing element in communication with a second fluid, where the density of the first fluid is higher than the density of the second fluid. The upper annulus region is intended to be closer to the surface of the well, while the lower annulus region is intended to be closer to the end of the well.

Oppfinnelsen vedrører videre et boreutstyr for boring av et hull i jordskorpen som omfatter en dobbel borestreng, der borestrengen har én innløpsfluidrørledning og én returfluidrørledning, der den doble borestrengen danner en brønn-annulus mellom borestrengen og veggen i brønnen, et delerelement deler brønn-annulus en i en øvre annulus-region over delerelementet som er i kommunikasjon med et første fluid gjennom et fluidinntak, og en lavere annulus-region under delerelementet i kommunikasjon med et andre fluid, der en mengde og tetthet av det første fluidet bevirker en kraft som virker på en øvre overflate på delerelementet som er hovedsakelig den samme som, eller større, enn kraften fra det andre fluidet som virker på delerelementet. The invention further relates to a drilling equipment for drilling a hole in the earth's crust which comprises a double drill string, where the drill string has one inlet fluid pipeline and one return fluid pipeline, where the double drill string forms a well annulus between the drill string and the wall of the well, a dividing element divides the well annulus a in an upper annulus region above the dividing element in communication with a first fluid through a fluid inlet, and a lower annulus region below the dividing element in communication with a second fluid, where an amount and density of the first fluid causes a force acting on an upper surface of the dividing member which is substantially the same as, or greater than, the force of the second fluid acting on the dividing member.

Oppfinnelsen vedrører videre en fremgangsmåte for boring av et hull i jordskorpen ved å benytte et boreutstyr som omfatter en dobbel borestreng, der borestrengen har én innløpsfluidrørledning og én returfluidrørledning, og der den doble borestrengen danner en brønn-annulus mellom borestrengen og veggen i brønnen, et delerelement deler brønn-annulusen i en øvre annulus-region over delerelementet som er i kommunikasjon med et første fluid, og en lavere annulus-region under delerelementet i kommunikasjon med et andre fluid, der fremgangsmåten omfatter å velge en mengde og tetthet av det første fluidet som tilføres den øvre annulus-regionen for å definere en kraft som virker på en øvre overflate av delerelementet der kraften er lik med eller større enn kraften fra det andre fluidet. The invention further relates to a method for drilling a hole in the earth's crust by using drilling equipment comprising a double drill string, where the drill string has one inlet fluid pipeline and one return fluid pipeline, and where the double drill string forms a well annulus between the drill string and the wall of the well, a dividing element divides the well annulus into an upper annulus region above the dividing element which is in communication with a first fluid, and a lower annulus region below the dividing element in communication with a second fluid, where the method comprises selecting an amount and density of the first fluid which is applied to the upper annulus region to define a force acting on an upper surface of the partition element where the force is equal to or greater than the force from the second fluid.

I en utførelsesform omfatter delerelementet et stempel, en plunger eller en stempelforsegling mellom den øvre annulus-regionen og den lavere annulus-regionen. Delerelementet er fortrinnsvis fluidtett slik at trykkene som virker ovenfra og nedenfra på delerelementet kan være forskjellig. In one embodiment, the dividing member comprises a piston, a plunger or a piston seal between the upper annulus region and the lower annulus region. The dividing element is preferably fluid-tight so that the pressures acting on the dividing element from above and below can be different.

I en utførelsesform er delerelementet fiksert til den doble borestrengen. In one embodiment, the dividing element is fixed to the double drill string.

I en alternativ utførelsesform er delerelementet bevegelig relativt den doble borestrengen. In an alternative embodiment, the dividing element is movable relative to the double drill string.

I en utførelsesform av boreutstyret er de to fluidledningsrørene i den doble borestrengen konsentriske. Ledningsrørene kan også være anbrakt ved siden av hverandre med avstand. In one embodiment of the drilling equipment, the two fluid conduit pipes in the double drill string are concentric. The lead pipes can also be located next to each other with a distance.

I en utførelsesform omfatter det første fluidet et ikke-trykksatt fluid, slik som et tungt oljebasert eller vannbasert borefluid eller annet hensiktsmessig tungt fluid. In one embodiment, the first fluid comprises a non-pressurized fluid, such as a heavy oil-based or water-based drilling fluid or other suitable heavy fluid.

I en annen utførelsesform påfører mengden av og tettheten til det første fluidet en kraft som virker på en øvre overflate ev delerelementet som er hovedsakelig den samme som, eller større enn, kraften fra det andre fluidet. In another embodiment, the amount and density of the first fluid exerts a force acting on an upper surface or parting element that is substantially the same as, or greater than, the force from the second fluid.

I en alternativ utførelsesform påfører mengden av og tettheten til det første fluidet en kraft som virker på en øvre overflate av delerelementet som er hovedsakelig den samme som, eller større enn, kraften fra det andre fluidet, der det andre fluidet er formasjonsfluidet. In an alternative embodiment, the amount and density of the first fluid imparts a force acting on an upper surface of the dividing member that is substantially the same as, or greater than, the force of the second fluid, where the second fluid is the formation fluid.

I en utførelsesform kan boreutstyret omfatte en roterende kontrollenhet anbrakt i sammenheng med en utblåsningssikringsventilen (eng. blow-out preventer) i den øvre delen av brønnen, som definerer en øvre grense for den øvre annulus-regionen, og der trykket som virker på den roterende kontrollenheten fra det første fluidet i den øvre annulus-regionen er lavt eller omtrent null. In one embodiment, the drilling equipment may comprise a rotary control unit placed in conjunction with a blow-out preventer in the upper part of the well, which defines an upper limit for the upper annulus region, and where the pressure acting on the rotary the control unit from the first fluid in the upper annulus region is low or about zero.

Fremgangsmåten kan omfatte å velge en mengde av og en tetthet for det første fluidet som blir tilført den øvre annulus-regionen for å definere en kraft som virker på en øvre overflate av delerelementet der kraften er lik med eller større enn kraften fra det andre fluidet. Det første fluidet kan også være trykksatt dersom kraften fra det første fluidet, for eksempel kraften fra mengden og netto vekt av det første fluidet, er lavere enn kraften fra det andre fluidet. The method may include selecting an amount of and a density of the first fluid that is supplied to the upper annulus region to define a force acting on an upper surface of the divider element where the force is equal to or greater than the force from the second fluid. The first fluid can also be pressurized if the force from the first fluid, for example the force from the quantity and net weight of the first fluid, is lower than the force from the second fluid.

Fremgangsmåten kan i en alternativ utførelsesform omfatte å velge en mengde av og tetthet for det første fluidet som blir tilført den øvre annulus-regionen for å definere en kraft som virker på en øvre overflate av delerelementet der kraften er lik med eller større en kraften fra det andre fluidet, der det andre fluidet er formasjonsfluidet. The method may, in an alternative embodiment, comprise selecting an amount of and density of the first fluid supplied to the upper annulus region to define a force acting on an upper surface of the divider element where the force is equal to or greater than the force from the the second fluid, where the second fluid is the formation fluid.

I en alternativ utførelsesform av fremgangsmåten kan delerelementet være fiksert til den doble borestrengen slik at kraften som virker på den øvre overflaten av delerelementet driver den doble borestrengen ned i hullet. In an alternative embodiment of the method, the dividing element can be fixed to the double drill string so that the force acting on the upper surface of the dividing element drives the double drill string down into the hole.

I en annen utførelsesform av fremgangsmåten kan den doble borestrengen være bevegelig relativt delerelementet slik at kraften som virker fra det første fluidet på delerelementet er konfigurert for å motstå formasjonsporetrykket mens den doble borestrengen blir drevet ned i hullet ved hjelp av en toppdriveradapter. In another embodiment of the method, the dual drill string may be movable relative to the divider element so that the force acting from the first fluid on the divider element is configured to resist the formation pore pressure while the dual drill string is driven down the hole by means of a top driver adapter.

Kort beskrivelse av tegningen(e) Brief description of the drawing(s)

Figur 1 viser en brønn med boreutstyret ifølge oppfinnelsen. Figure 1 shows a well with the drilling equipment according to the invention.

Detaljert beskrivelse av en foretrukket utførelsesform Detailed description of a preferred embodiment

I den foretrukne utførelsesformen blir den beskrevne løsningen utført offshore, men løsningen er også anvendbar på land. In the preferred embodiment, the described solution is carried out offshore, but the solution is also applicable on land.

Det refereres til figur 1 som viser boreutstyret 1 ifølge foreliggende oppfinnelse. Et hull 14 er boret i en høytrykksformasjon H som ligger over en petroleumsformasjon P. Den øvre delen av hullet 14 er tilveiebrakt med foringsrør 2. Den lavere delen av hullet 14 er ikke foret. Boreutstyret 1 består av en borestreng som har to rør. Rørene kan være konsentriske eller posisjonert ved siden av hverandre, og i den viste utførelsesformen er rørene konsentriske. Et første rør har en første fluidkanal A som fører til en innløpsfluidrørledning 10. Et andre rør har en andre fluidkanal B som fører til en returfluidrørledning 9. Returfluidrørledningen 9 ligger på innsiden av innløpsfluidrørledningen 10, men i en alternativ utførelsesform kan innløpsfluidrørledningen 10 ligge på innsiden av returfluidrørledningen 9. Den lavere delen av borestrengen har et bunnhullsarrangement (BHA, eng. Bottom hole Assembly) 15 og en borekrone 4 som har et borefluidutslipp 18 i sin nedre ende. BHA'en 15 kan være tilveiebrakt med kryssover-ventil (eng. cross-over valve) 16. Et borekaksinntak 17 er posisjonert på den øvre delen av BHA'en 15. Et delerelement 3, slik som et stempel, plunger eller ram 3, er anbrakt i annulusen på utsiden av borestrengen. Delerelementet 3 deler annulusen i en øvre annulus-region 5 over delerelementet 3, og en lavere annulus-region 12 under delerelementet 3. Delerelementet 3 kan være plassert i et område av hullet 14 med foringsrør 2 eller åpent hull. I området nærme sjøbunnen 13 er det anbrakt en utblåsningssikringsventil (BOP) 8 og en roterende kontrollinnretning (RCD) 7. RCD 7 står i kontakt med en tank (ikke vist) eller tilsvarende lagringsfasilitet for lagring av fluid, slik som borefluid, gjennom et fluidinntak 6. Fluidinntaket 6 fører til den øvre annulus-regionen 5 som er definert av delerelementet 3 i den nedre enden og RCD'en 7 i den øvre enden. Et toppdriveradapter 11 for rotering eller driving av borestrengen er anbrakt på et overflatefartøy eller plattform (ikke vist). Når man utfører boreoperasjoner med boreutstyret 1 blir et fluid, slik som ikke-trykksatt, tungt borefluid, tilført gjennom fluidinntaket 6 og kommer inn i den øvre annulus-regionen 5. Dersom delerelementet 3 er fiksert til borestrengen vil vekten av fluidet tvinge delerelementet 3 nedover og derved tvinge borestrengen nedover. Vekten og mengden av fluid som tilføres inn i den øvre annulus-regionen 5 er avhengig av formasjonsporetrykket og kan bli justert. Dette betyr at kun en del av den øvre annulus-regionen 5 behøver å bli fylt, og den øvre delen av annulus-regionen 5 står igjen med luft ved et lavt trykk, tilnærmet null. Da er trykket som avleses ved RCD 7 likt trykket på overflaten av den fluidfylte, øvre annulus-regionen 5, som er tilnærmet null. Alternativt kan hele den øvre annulus-regionen 5 være fluidfylt, og da vil trykket ved RCD'en være høyere, men det vil fremdeles være vesentlig lavere enn trykket på bunnen av fluidkolonnen. Reference is made to figure 1 which shows the drilling equipment 1 according to the present invention. A hole 14 is drilled in a high-pressure formation H which lies above a petroleum formation P. The upper part of the hole 14 is provided with casing pipe 2. The lower part of the hole 14 is not lined. The drilling equipment 1 consists of a drill string that has two pipes. The tubes can be concentric or positioned next to each other, and in the embodiment shown, the tubes are concentric. A first pipe has a first fluid channel A that leads to an inlet fluid pipeline 10. A second pipe has a second fluid channel B that leads to a return fluid pipeline 9. The return fluid pipeline 9 lies on the inside of the inlet fluid pipeline 10, but in an alternative embodiment the inlet fluid pipeline 10 can lie on the inside of the return fluid pipeline 9. The lower part of the drill string has a bottom hole assembly (BHA, eng. Bottom hole Assembly) 15 and a drill bit 4 which has a drilling fluid discharge 18 at its lower end. The BHA 15 can be provided with a cross-over valve 16. A cuttings intake 17 is positioned on the upper part of the BHA 15. A dividing element 3, such as a piston, plunger or frame 3, is placed in the annulus on the outside of the drill string. The dividing element 3 divides the annulus into an upper annulus region 5 above the dividing element 3, and a lower annulus region 12 below the dividing element 3. The dividing element 3 can be located in an area of the hole 14 with casing 2 or open hole. In the area close to the seabed 13, a blowout protection valve (BOP) 8 and a rotary control device (RCD) 7 are placed. The RCD 7 is in contact with a tank (not shown) or similar storage facility for storing fluid, such as drilling fluid, through a fluid inlet 6. The fluid intake 6 leads to the upper annulus region 5 which is defined by the divider element 3 at the lower end and the RCD 7 at the upper end. A top driver adapter 11 for rotating or driving the drill string is placed on a surface vessel or platform (not shown). When drilling operations are carried out with the drilling equipment 1, a fluid, such as non-pressurized, heavy drilling fluid, is supplied through the fluid inlet 6 and enters the upper annulus region 5. If the dividing element 3 is fixed to the drill string, the weight of the fluid will force the dividing element 3 downwards thereby forcing the drill string downwards. The weight and amount of fluid fed into the upper annulus region 5 is dependent on the formation pore pressure and can be adjusted. This means that only a part of the upper annulus region 5 needs to be filled, and the upper part of the annulus region 5 is left with air at a low pressure, approximately zero. Then the pressure read at RCD 7 is equal to the pressure on the surface of the fluid-filled, upper annulus region 5, which is approximately zero. Alternatively, the entire upper annulus region 5 can be fluid-filled, and then the pressure at the RCD will be higher, but it will still be significantly lower than the pressure at the bottom of the fluid column.

Selv om oppfinnelsen er beskrevet i en foretrukket utførelsesform så kan endringer bli utført. Fluidstrømningsretningene, og inntakene og utslippene for kakset og borefluid, kan bli byttet om på. Delerelementet kan være fiksert til den ytre overflaten av borestrengen, eller borestrengen kan bevege seg relativt delerelementet. En fagmann på området vil forstå at det kan bli gjort endringer og modifiseringer i utførelsesformen som ligger innenfor omfanget av oppfinnelsen slik denne er definert i de vedføyde kravene. Although the invention is described in a preferred embodiment, changes can be made. The fluid flow directions, and the intakes and discharges for cuttings and drilling fluid, can be switched. The divider element may be fixed to the outer surface of the drill string, or the drill string may move relative to the divider element. A person skilled in the art will understand that changes and modifications can be made to the embodiment that is within the scope of the invention as defined in the appended claims.

Claims

1. Drilling equipment (1) for drilling a hole in the earth's crust, comprising: a double drill string arranged in a hole (14), the double drill string having one inlet fluid pipeline (10) and one return fluid pipeline (9), where the double drill string forms a annulus between the drill string and the wall of the well, a dividing element (3) divides the annulus into an upper annulus region (5) above the dividing element (3) and a lower annulus region (12) below the dividing element (3), where the lower annulus region (12) below the dividing element (3) is in communication with a second fluid, a first fluid arranged in the upper annulus region (5), characterized in that the first fluid is a non-pressurized fluid and that the amount of and the density of the first fluid is chosen so that the first fluid applies a force on an upper surface of the dividing element (3) which is substantially the same as, or greater than, a force from the second fluid acting below the dividing element (3).

2. Drilling equipment (1) according to claim 1, characterized in that the dividing element (3) is a piston.

3. Drilling equipment (1) according to claim 1 or 2, characterized in that the dividing element (3) is fixed on the double drill string.

4. Drilling equipment (1) according to claim 1 or 2, characterized in that the dividing element (3) is movable relative to the double drill string.

5. Drilling equipment (1) according to claims 1-4, characterized in that the two fluid pipelines (9, 10) in the double drill string are concentric.

6. Drilling equipment (1) according to claims 1-5, characterized in that the hole (14) is drilled in a formation and that the second fluid is the formation fluid.

7. Drilling equipment (1) according to claims 1-6, further comprising a rotary control unit (7) arranged in connection with a blowout protection valve (8) in the upper part of the well, which defines an upper limit for the upper annulus region (5) , and characterized in that the pressure acting on the rotating control unit (7) from the first fluid in the upper annulus region (5) is approximately zero.

8. Method for drilling a hole in the earth's crust comprising: arranging a double drill string in a hole (14), where the drill string has one inlet fluid pipeline (10) and one return fluid pipeline (9), where the double drill string forms an annulus between the drill string and the wall in the hole (14), to use a dividing element (3) to divide the annulus into an upper annulus region (5) above the dividing element (3) and a lower annulus region (12) below the dividing element (3), where the lower annulus region (12) is in communication with a second fluid, supplying a first fluid to the upper annulus region (5), characterized by providing the first fluid as a non-pressurized fluid and selecting the amount of and density of the first fluid for defining a force acting on an upper surface of the dividing element (3) where the force is the same as, or greater than, a force from the second fluid acting on the dividing element (3).

9. Method according to claim 8, characterized in that the hole (14) is drilled in a formation and that the second fluid is the formation fluid.