NO338651B1

NO338651B1 - APPLIANCES FOR USING DRILLING WITH LINING PIPES AND PROCEDURE FOR CEMENTING OF A LINING PIPE

Info

Publication number: NO338651B1
Application number: NO20054174A
Authority: NO
Inventors: David Othman Shahin; Gary Thompson; Jr Adrian Vuyk; Richard L Giroux
Original assignee: Weatherford Tech Holdings Llc
Priority date: 2003-03-05
Filing date: 2005-09-08
Publication date: 2016-09-26
Also published as: CA2517990A1; NO20054174L; NO20054174D0; GB2414757B; WO2004079155A2; GB2414757A; WO2004079155A3; CA2517990C; GB0517930D0

Description

APPARAT TIL BRUK VED BORING MED FORINGSRØR OG FREMGANGSMÅTE FOR SEMENTERING AV ET FORINGSRØR APPARATUS FOR USE WHEN DRILLING WITH CASING PIPE AND METHOD FOR CEMENTING A CASING PIPE

Denne søknad er til dels en fortsettelse av samtidig verserende amerikansk patentsøknad serienr. 10/389,483 inngitt 14. mars 2003, hvilken i sin helhet innbefattes i dette skrift gjennom henvisning. Amerikansk patentsøknad serienr. 10/389,483 er en fortsettelse av amerikansk patentsøknad serienr. 09/550,721 inngitt 17. april 2000, nå amerikansk patent nr. 6,536,520, som også innbefattes i sin helhet i dette skrift gjennom henvisning. This application is in part a continuation of the concurrently pending US patent application serial no. 10/389,483 filed March 14, 2003, which is incorporated in its entirety in this document by reference. US patent application serial no. 10/389,483 is a continuation of US patent application serial no. 09/550,721 filed April 17, 2000, now US Patent No. 6,536,520, which is also incorporated herein in its entirety by reference.

Denne søknad har prioritet fra amerikansk foreløpig patentsøknad serienr. 60/452,192 inngitt 5. mars 2003, hvilken innbefattes i sin helhet i dette skrift gjennom henvisning. Denne søknad har videre prioritet fra amerikansk foreløpig patentsøknad serienr. 60/452,156 inngitt 5. mars 2003, hvilken innbefattes i sin helhet i dette skrift gjennom henvisning. This application has priority from US provisional patent application serial no. 60/452,192 filed March 5, 2003, which is incorporated in its entirety in this document by reference. This application has further priority from US provisional patent application serial no. 60/452,156 filed March 5, 2003, which is incorporated in its entirety in this document by reference.

Utførelser av den herværende oppfinnelse vedrører generelt håndtering av rør og boring i en formasjon for å utforme et borehull. Nærmere bestemt vedrører utførelser av den herværende oppfinnelse boring med foringsrør. Enda mer bestemt vedrører utførelser av den herværende oppfinnelse boring med foringsrør og fastsementering av foringsrøret i formasjonen. Embodiments of the present invention generally relate to handling pipe and drilling in a formation to design a borehole. More specifically, embodiments of the present invention relate to drilling with casing. Even more specifically, embodiments of the present invention relate to drilling with casing and cementing the casing in the formation.

Ved tradisjonelle brønnkompletteringsoperasjoner blir det ved bruk av boring utformet et borehull for å opprette tilgang til hydrokarbonførende formasjoner. Under boreoperasjoner blir en borerigg båret av den underjordiske formasjon og brukt til å drive en borestreng mot formasjonen. Et riggdekk på boreriggen er den overflate som borestrenger med skjærende konstruksjoner, foringsrørs-trenger og annet utstyr blir ført ned fra for å utforme et underjordisk borehull foret med foringsrør. Det er utformet et hull i et parti av riggdekket ovenfor det ønskede sted for borehullet. Den akse som strekker seg gjennom senteret i det hull som er utformet i riggdekket, er brønnsenteret. In traditional well completion operations, a borehole is designed using drilling to create access to hydrocarbon-bearing formations. During drilling operations, a drill rig is carried by the underground formation and used to drive a drill string against the formation. A rig deck on the drilling rig is the surface from which drill strings with cutting structures, casing strings and other equipment are lowered to form an underground borehole lined with casing. A hole is formed in a part of the rig deck above the desired location for the drill hole. The axis that extends through the center of the hole formed in the rig deck is the well center.

Boring gjennomføres ved bruk av en borekrone som er montert i enden av et borbærende element, alminnelig kjent som en borestreng. For å bore inne i borehullet til en forhåndsbestemt dybde, blir borestrengen ofte rotert av et toppdrevet rotasjonssystem eller rotasjonsbord på boreriggen. Etter boring til en forhåndsbestemt dybde blir borestrengen og borekronen fjernet og en seksjon av fo-ringsrør blir ført ned i borehullet. Drilling is carried out using a drill bit which is mounted at the end of a drill carrying element, commonly known as a drill string. To drill downhole to a predetermined depth, the drill string is often rotated by a top-driven rotary system or rotary table on the drilling rig. After drilling to a predetermined depth, the drill string and drill bit are removed and a section of casing pipe is led down the borehole.

Det er ofte nødvendig å utføre en rørhåndteringsoperasjon for å kople til seksjoner av foringsrør for å utforme en foringsrørstreng som strekker seg til den borede dybde. Rørhåndteringsoperasjoner krever at foringsrørseksjoner koples sammen for å fore borehullet med foringsrør. For å gjengekople foringsrørstrengene til hverandre, må hver foringsrørseksjon hentes fra sitt opprinnelige sted, typisk på et stativ ved siden av boreplattformen, og henges opp over brønnsenteret, slik at hver foringsrørseksjon befinner seg på linje med den foringsrørseksjon som tidligere er blitt plassert i borehullet. Gjengeforbindelsen blir skrudd til av en anordning som tildeler den ene foringsrørsek-sjon dreiemoment i forhold til den andre, slik som en krafttang eller et toppdrevet rotasjonssystem. Den foringsrørstreng som dannes av de to eller flere foringsrørseksjoner blir deretter ført ned i det tidligere borede borehull. It is often necessary to perform a tubing handling operation to connect sections of casing to form a string of casing extending to the drilled depth. Tubing handling operations require casing sections to be joined together to line the wellbore with casing. To thread the casing strings together, each casing section must be retrieved from its original location, typically on a stand next to the drilling platform, and suspended above the well center, so that each casing section is aligned with the casing section previously placed in the borehole. The threaded connection is screwed on by a device that assigns one casing section torque relative to the other, such as a power pliers or a top-driven rotation system. The casing string formed by the two or more casing sections is then led down into the previously drilled borehole.

Det er vanlig å gjøre bruk av mer enn én foringsrørstreng eller foringsrørseksjon i et borehull. I dette henseende blir brønnen boret til en første angitt dybde med en borekrone på en borestreng. Borestrengen fjernes. Foringsrørseksjoner koples sammen og føres ned i borehullet ved bruk av rørhåndteringsoperasjonen beskrevet ovenfor, for å utforme en første streng av foringsrør som er fiksert i lengderetningen i det utborede parti av borehullet. Den første streng av foringsrør kan deretter sementeres på plass inne i borehullet ved en sementeringsoperasjon. Deretter blir brønnen boret til en andre angitt dybde gjennom den første foringsrørstreng, og en andre foringsrørstreng med mindre diameter, eller en streng av foringsrør omfattende foringsrørseksjoner, henges opp i den første foringsrørstreng eller foringsrørseksjon. En andre sementeringsoperasjon kan utføres for å sette den andre foringsrørstreng inne i borehullet. Denne prosess gjentas typisk med tilleggs-seksjoner eller tilleggsstrenger av foringsrør til brønnen er blitt boret til full dybde. På denne måte blir borehuller typisk utformet med to eller flere strenger av foringsrør. It is common to use more than one casing string or casing section in a borehole. In this regard, the well is drilled to a first specified depth with a drill bit on a drill string. The drill string is removed. Casing sections are joined together and lowered into the borehole using the pipe handling operation described above to form a first string of casing which is fixed longitudinally in the drilled portion of the borehole. The first string of casing can then be cemented into place inside the borehole in a cementing operation. The well is then drilled to a second specified depth through the first casing string, and a second casing string of smaller diameter, or a string of casing comprising casing sections, is suspended in the first casing string or casing section. A second cementing operation may be performed to insert the second casing string into the wellbore. This process is typically repeated with additional sections or additional strings of casing until the well has been drilled to full depth. In this way, boreholes are typically designed with two or more strings of casing.

Det er kjent innenfor industrien å bruke toppdrevne rotasjonssystemer for å rotere borestrengen til utforming av borehullet. Det toppdrevne rotasjonssystems hule aksel er typisk gjengekoplet til en øvre ende av borerøret for å overføre dreiemoment til borerøret. It is known in the industry to use top-driven rotary systems to rotate the drill string to shape the borehole. The top-drive rotary system's hollow shaft is typically threaded to an upper end of the drill pipe to transmit torque to the drill pipe.

Som et alternativ til den tradisjonelle fremgangsmåte er boring med foringsrør en fremgangsmåte som ofte brukes for å plassere foringsrørstrenger inne i borehullet. Denne fremgangsmåte innebærer å feste en skjærende konstruksjon, typisk i form av en borekrone, til den nedre ende av den samme streng av foringsrør som skal fore borehullet. Boring med foringsrør er ofte den foretrukne fremgangsmåte for brønnkomplettering fordi det bare er nødvendig med én innkjøring av arbeids-strengen i borehullet for å utforme og fore borehullet for hver foringsrørstreng. As an alternative to the traditional method, drilling with casing is a method that is often used to place casing strings inside the borehole. This method involves attaching a cutting structure, typically in the form of a drill bit, to the lower end of the same string of casing that will line the borehole. Drilling with casing is often the preferred method for well completion because only one run-in of the work string into the drill hole is required to design and line the drill hole for each casing string.

Boring med foringsrør gjennomføres typisk ved å bruke et toppdrevet rotasjonssystem drevet av en motor fordi det toppdrevne rotasjonssystem er i stand til å utføre begge funksjonene med å tildele foringsrørstrengen dreiemoment for å skru til forbindelsen mellom foringsrørstrenger under rør-håndteringsoperasjoner og å bore foringsrørstrengen inn i formasjonen. Et problem man støter på med toppdrevne rotasjonssystemer, er potensialet for skade på gjengene på borerøret eller forings- røret. Skade på foringsrørgjengene er problematisk fordi foringsrørforbindelsene må fortsatt være fluid- og trykktette når boreoperasjonen er fullført. Casing drilling is typically accomplished using a top drive rotary system driven by a motor because the top drive rotary system is capable of performing both the functions of imparting torque to the casing string to screw the connection between casing strings during pipe handling operations and drilling the casing string into the formation . One problem encountered with top-driven rotary systems is the potential for damage to the threads of the drill pipe or casing. Damage to the casing threads is problematic because the casing connections must still be fluid and pressure tight when the drilling operation is completed.

Det er blitt utviklet gripehoder til griping av foringsrør for å forhindre skade på gjengene. Det toppdrevne rotasjonssystem er koplet til et gripehode, hvilket kan være en utvendig gripeanordning, slik som et momenthode, eller en innvendig gripeanordning, slik som et spyd. Et momenthode er en type gripehode som griper foringsrøret ved å ekspandere et flertall bakker eller holdekiler mot en utvendig overflate av foringsrøret. Et spyd er et gripehode som innbefatter holdekiler som skal gripe en innvendig overflate av røret. Gripper heads have been developed for gripping casing to prevent damage to the threads. The top-driven rotation system is coupled to a gripping head, which can be an external gripping device, such as a torque head, or an internal gripping device, such as a spear. A torque head is a type of gripping head that grips the casing by expanding a plurality of trays or retaining wedges against an exterior surface of the casing. A spear is a gripping head that includes retaining wedges to grip an inner surface of the pipe.

Gripehoder har generelt en toppdrevet-rotasjonssystem-adapter for tilkopling til et toppdrevet rotasjonssystems hule aksel. Hva denne angår, kan dreiemoment overføres til foringsrøret med mini-mal skade på den hule aksels gjenger. Grapple heads generally have a top-drive rotary system adapter for connection to a top-drive rotary system hollow shaft. As far as this is concerned, torque can be transferred to the casing with minimal damage to the hollow shaft threads.

Gripehodet har en gjennomgående boring som fluid kan strømme igjennom. Gripehodet går ved griping i inngrep med foringsrørstrengen for å tjene som en belastningsvei for å overføre hele dreiemomentet påført fra det toppdrevne rotasjonssystem til foringsrørstrengen. The gripper head has a continuous bore through which fluid can flow. The gripper head engages the casing string upon gripping to serve as a load path to transmit the full torque applied from the top drive rotation system to the casing string.

Det toppdrevne rotasjonssystem og gripehodet fungerer, når gripehodet er i gripeinngrep med fo-ringsrøret, som midlet til rotering av foringsrørstrengen, midlet til tilveiebringelse av en avtettet fluidbane gjennom foringsrørstrengen samt midlet til nedføring av foringsrørstrengen i borehullet. For å fungere som midlet til nedføring av foringsrørstrengen i borehullet, er det toppdrevne rotasjonssystem plassert på skinner, slik at det er aksialt forskyvbart i planet i det vesentlige på linje med brønnsenteret. Skinnene hjelper også det toppdrevne rotasjonssystem til å tildele foringsrør-strengen dreiemoment ved at de holder det toppdrevne rotasjonssystem fiksert mot rotasjon. The top-driven rotation system and the grab head function, when the grab head is in grab engagement with the casing, as the means for rotating the casing string, the means for providing a sealed fluid path through the casing string and the means for lowering the casing string into the borehole. To act as the means of lowering the casing string into the borehole, the top-driven rotation system is placed on rails so that it is axially displaceable in a plane substantially aligned with the well center. The rails also help the top drive rotation system to impart torque to the casing string by keeping the top drive rotation system fixed against rotation.

Siden foringsrørstrengen roteres av det toppdrevne rotasjonssystem, bærer det toppdrevne rotasjonssystem også strekkbelastningen fra foringsrørstrengen. Det toppdrevne rotasjonssystems kopling kan derfor være en begrensende faktor for den belastning som faktisk blir påført. For eksempel kan forbindelsen mellom det toppdrevne rotasjonssystem og momenthodet begrense den strekkbelastning som det toppdrevne rotasjonssystem kan tåle. Problemet forverres når det bores med foringsrør, fordi et foringsrør typisk veier mer enn et borerør. Etter hvert som en brønn bores dypere, vil strekkbelastningen ved en borestreng av foringsrør øke raskere enn ved en borestreng av borerør. Operasjonen med foringsrørboring kan derfor bli stanset før tiden fordi vekten og frik-sjonen ved foringsrørborestrengen overstiger den nominelle strekkbelastning for koplingen i det toppdrevne rotasjonssystem. Since the casing string is rotated by the top-driven rotation system, the top-driven rotation system also carries the tensile load from the casing string. The coupling of the top-driven rotation system can therefore be a limiting factor for the load that is actually applied. For example, the connection between the top drive rotation system and the torque head can limit the tensile load that the top drive rotation system can withstand. The problem is exacerbated when drilling with casing, because a casing typically weighs more than a drill pipe. As a well is drilled deeper, the tensile load with a drill string of casing will increase faster than with a drill string of drill pipe. The operation with casing drilling can therefore be stopped prematurely because the weight and friction at the casing drill string exceeds the nominal tensile load for the coupling in the top-driven rotation system.

En foreslått fremgangsmåte for å overvinne dette problemet er å øke størrelsen på gjengekoplingen. Selv om mange boreapparater kan omformes med en gjengekopling med større dimensjon for å øke dens strekkbelastningskapasitet, er det meget dyrt og ineffektivt å omforme eller skifte ut et toppdrevet rotasjonssystem som allerede finnes på en rigg. A suggested method to overcome this problem is to increase the size of the threaded connection. Although many rigs can be retrofitted with a larger-dimension threaded coupling to increase its tensile load capacity, it is very expensive and inefficient to retrofit or replace a top-drive rotary system already on a rig.

Det er derfor behov for et apparat som skal øke et toppdrevet rotasjonssystems borekapasitet. Det er videre behov for et apparat som isolerer strekkbelastningen fra koplingen i det toppdrevne rotasjonssystem. Det er også behov for et apparat til isolering av strekkbelastning, hvilket kan etter-monteres på eksisterende toppdrevne rotasjonssystemer. There is therefore a need for a device that will increase the drilling capacity of a top-driven rotary system. There is also a need for a device that isolates the tensile load from the coupling in the top-driven rotation system. There is also a need for a device for isolating tensile loads, which can be retrofitted to existing top-driven rotation systems.

Under en typisk boreoperasjon med borerør er det vanligvis nødvendig å sirkulere borefluid mens borestrengen bores inn i formasjonen for å utforme en bane i formasjonen som borestrengen kan bevege seg igjennom. Manglende sirkulering av borefluid mens det bores i formasjonen, kan forår-sake at borestrengen setter seg fast inne i borehullet; det er derfor nødvendig at det finnes en fluidsirkulasjonsbane gjennom den borestreng som bores inn i formasjonen. During a typical drill pipe drilling operation, it is usually necessary to circulate drilling fluid as the drill string is drilled into the formation to create a path in the formation through which the drill string can travel. Lack of circulation of drilling fluid while drilling in the formation can cause the drill string to become stuck inside the drill hole; it is therefore necessary that there is a fluid circulation path through the drill string that is drilled into the formation.

Når en typisk foringsrørstreng kjøres inn i et boret borehull, blir det ofte sirkulert fluid for å hindre at foringsrørstrengen setter seg fast. Det blir således brukt et sirkulasjonsverktøy inne i foringsrørs-trengen for å sirkulere fluid gjennom foringsrørstrengen mens foringsrørstrengen kjøres inn i det borede borehull. When a typical casing string is driven into a drilled borehole, fluid is often circulated to prevent the casing string from becoming stuck. A circulation tool is thus used inside the casing string to circulate fluid through the casing string while the casing string is driven into the drilled borehole.

Når det er ønskelig å kjøre foringsrøret inn i det utborede borehull, koples sirkulasjonsverktøyet til det toppdrevne rotasjonssystem og plasseres inne i foringsrørstrengen for å tillate sirkulering av fluidet. En tilbakeslagsventil plassert i sirkulasjonsverktøyets boring tillater fluidstrømning fra overflaten av brønnen, gjennom foringsrørstrengen og gjennom det ringformede rom mellom forings-rørstrengens ytre diameter og formasjonen, mens den hindrer fluid fra å strømme opp igjen gjennom tilbakeslagsventilen og til overflaten. Sirkulasjonsverktøyet innbefatter videre en pakning eller krage(r), vanligvis en oppblåsbar pakning, plassert på dets ytre diameter. Pakningen settes inn for å ekspandere radialt utover fra sirkulasjonsverktøyet for å gå tettende i inngrep med foringsrørs-trengens indre diameter. Pakningen og kragen(e) tetter det ringformede rom mellom den ytre diameter av sirkulasjonsverktøyet og den indre diameter av foringsrørstrengen; pakningen isolerer følgelig den indre diameter i foringsrørstrengen nedenfor pakningen for å tillate fluid under trykk å strømme gjennom foringsrørstrengen og opp gjennom det ringformede rom mellom foringsrørs-trengens ytre diameter og formasjonen. When it is desired to drive the casing into the drilled borehole, the circulation tool is connected to the top-driven rotation system and placed inside the casing string to allow circulation of the fluid. A check valve located in the circulation tool bore allows fluid flow from the surface of the well, through the casing string and through the annular space between the casing string outer diameter and the formation, while preventing fluid from flowing back up through the check valve and to the surface. The circulation tool further includes a gasket or collar(s), usually an inflatable gasket, located on its outer diameter. The gasket is inserted to expand radially outward from the circulation tool to tightly engage the inner diameter of the casing string. The gasket and collar(s) seal the annular space between the outer diameter of the circulation tool and the inner diameter of the casing string; the packing therefore isolates the inner diameter of the casing string below the packing to allow fluid under pressure to flow through the casing string and up through the annular space between the casing string outer diameter and the formation.

Etter at sirkulasjonsverktøyet er brukt for å kjøre foringsrørstrengen til den ønskede dybde i formasjonen, blir foringsrørstrengen ofte sementert fast i borehullet på en viss dybde før en tilleggsfd-ringsrørstreng blir hengt opp i foringsrørstrengen, slik at formasjonen ikke klapper sammen mot foringsrørstrengen på grunn av mangel på støtte. Dessuten blir foringsrørstrengen ofte sementert fast i formasjonen når den har nådd en viss dybde, for å begrense fluid bevegelse formasjoner imellom. For å sementere foringsrørstrengen inne i borehullet, blir et sementeringsverktøy innbefattende et sementeringshode ført inn i foringsrørstrengen for å injisere sement og andre fluider nede i borehullet og for å utløse sementeringsplugger. Sementeringshodet innbefatter typisk et pluggut-løsningsapparat som er føyd inn i sementeringshodet ovenfor borehullet. Plugger som brukes under en sementeringsoperasjon, blir holdt av pluggutløsningsapparatet på overflaten. Det typiske sementeringshode innbefatter også en eller annen mekanisme som tillater sement eller annet fluid å avledes rundt pluggene til pluggutløsning ønskes. Fluid ledes til å strømme utenom pluggene på en eller annen måte innenfor beholderen til det er klart for utløsning, på hvilket tidspunkt fluidet blir ledet til å strømme bak pluggen og tvinge denne nedover i hullet. After the circulation tool is used to drive the casing string to the desired depth in the formation, the casing string is often cemented into the wellbore at a certain depth before an additional casing string is suspended in the casing string, so that the formation does not collapse against the casing string due to shortage on support. Also, the casing string is often cemented firmly into the formation once it has reached a certain depth, to limit fluid movement between formations. To cement the casing string inside the borehole, a cementing tool including a cementing head is inserted into the casing string to inject cement and other fluids down the borehole and to trigger cementing plugs. The cementing head typically includes a plug-out release device that is inserted into the cementing head above the borehole. Plugs used during a cementing operation are held by the plug release device on the surface. The typical cementing head also includes some mechanism that allows cement or other fluid to be diverted around the plugs until plug release is desired. Fluid is directed to flow beyond the plugs in some way within the container until it is ready for release, at which point the fluid is directed to flow behind the plug and force it down the hole.

Sementeringshodet innbefattende en øvre sementeringsplugg og en nedre sementeringsplugg brukes til sementering av borehullet. Sementeringsplugger angir typisk et langstrakt elastomerisk legeme som brukes for å skille sement som pumpes inn i borehullet, fra fluid foran og bak sementen. Den nedre sementeringsplugg har radiale skrapere som skal gå i kontakt med og skrape innsi-den av foringsrørstrengen etter som pluggen beveger seg nedover foringsrørstrengen. Den nedre sementeringsplugg har en gjennomgående, sylindrisk boring for å tillate sement å passere. Den sylindriske boring er typisk lukket mot strømning av en brytbar eller skjør skive eller membran. Ski-ven eller membranen går i stykker eller brister når den nedre plugg lander på en barriere, for å tillate sement å passere gjennom pluggen. The cementing head including an upper cementing plug and a lower cementing plug is used for cementing the borehole. Cementing plugs typically denote an elongated elastomeric body used to separate cement pumped into the borehole from fluid in front of and behind the cement. The lower cementing plug has radial scrapers to contact and scrape the inside of the casing string as the plug moves down the casing string. The lower cementing plug has a through cylindrical bore to allow cement to pass through. The cylindrical bore is typically closed against flow by a frangible or fragile disk or membrane. The disc vein or diaphragm breaks or ruptures when the lower plug lands on a barrier, to allow cement to pass through the plug.

Den nedre sementeringsplugg blir typisk pumpet foran sementen. Etter at et tilstrekkelig sementvolum er blitt ført inn i borehullet, blir en øvre sementeringsplugg tatt i bruk. Ved bruk av boreslam, sement eller annet fortrengningsfluid, blir den øvre sementeringsplugg sendt eller pumpet inn i foringsrørstrengens boring. Den øvre sementeringsplugg blir deretter pumpet ned gjennom forings-røret med fortrengningsfluid, typisk slam eller vann. Etter hvert som den øvre sementeringsplugg beveger seg nedover i hullet, fortrenger den sement som allerede befinner seg i boringen i forings-røret, til det ringformede område avgrenset av foringsrørets utvendige diameter og borehullet. Når den øvre plugg når frem til barrieren, setter den seg på den nedre sementeringsplugg som allerede har landet på barrieren, hvorved den stenger den innvendige boring gjennom den nedre sementeringsplugg og således stanser strømning inn i det ringformede område. The lower cementing plug is typically pumped ahead of the cement. After a sufficient volume of cement has been introduced into the borehole, an upper cementing plug is brought into use. When using drilling mud, cement or other displacement fluid, the upper cementing plug is sent or pumped into the casing string's bore. The upper cementing plug is then pumped down through the casing with displacement fluid, typically mud or water. As the upper cementing plug moves down the hole, it displaces cement already in the bore in the casing to the annular area bounded by the outer diameter of the casing and the borehole. When the upper plug reaches the barrier, it settles on the lower cementing plug that has already landed on the barrier, thereby closing the internal bore through the lower cementing plug and thus stopping flow into the annular area.

For å utføre en sementeringsoperasjon må sirkulasjonsverktøyet hentes ut igjen fra foringsrørs-trengen og settes til side før sementeringsverktøyet kan monteres på foringsrørstrengen. Forings-rørstrengen bæres typisk av en gripeklo (spider) som går i gripeinngrep med den ytre diameter av foringsrørstrengen på riggdekket ved brønnsenteret. Deretter blir et helt separat sementeringsverk-tøy montert på foringsrørstrengen ved at det gjengekoples eller spennes fast på et øvre parti av foringsrørstrengen for å utføre en sementeringsoperasjon. To perform a cementing operation, the circulation tool must be retrieved from the casing string and set aside before the cementing tool can be mounted on the casing string. The casing string is typically carried by a gripping claw (spider) that engages the outer diameter of the casing string on the rig deck at the well center. Then a completely separate cementing tool is mounted on the casing string by being threaded or clamped onto an upper part of the casing string to perform a cementing operation.

Når det brukes et separat sementeringsverktøy, kreves ekstra tid for å rigge ned gripehodet og sirkulasjonsverktøyet og deretter rigge opp sementeringsverktøyet når det er ønskelig å sementere foringsrørstrengen fast i formasjonen. Ekstra tid medfører bruk av ekstra arbeidskraft og penger på operasjonen. Bruk av et separat sementeringsverktøy for å gjennomføre en sementeringsoperasjon krever også maskinvaren til sirkulasjonsverktøyet så vel som den nødvendige maskinvare for et helt separat sementeringsverktøy. When a separate cementing tool is used, additional time is required to rig down the grab head and circulation tool and then rig up the cementing tool when it is desired to cement the casing string firmly into the formation. Extra time entails the use of extra manpower and money for the operation. Using a separate cementing tool to perform a cementing operation also requires the hardware of the circulation tool as well as the necessary hardware for an entirely separate cementing tool.

US6,431,626B1 viser en fremgangsmåte samt verktøy for utforming av et borehull. EP1,256,691 A2 viser et apparat samt fremgangsmåte for borings- og sementeringsoperasjoner for å sette fo-ringsrør i en brønn. US6,431,626B1 shows a method and tools for designing a borehole. EP1,256,691 A2 shows an apparatus and method for drilling and cementing operations to insert casing in a well.

Det er behov for et integrert apparat som tilpasser det toppdrevne rotasjonssystem for griping av foringsrør og som innbefatter sirkulerings- og sementeringsfunksjoner. Det er behov for et middel som skal gripe og rotere foringsrør etter hvert som foringsrørstrengen bygges opp (f.eks. skrur til eller skrur fra gjengekoplingen mellom foringsrør), så vel som et middel for rotering av foringsrøret under boreoperasjonen. Det er også behov for å redusere tiden mellom boringen inn i formasjonen og fastsementeringen av foringsrøret i formasjonen. Det er videre behov for å redusere mengden maskinvare som er nødvendig på boreriggen for å bore i formasjonen og sementere foringsrøret fast i formasjonen. There is a need for an integrated apparatus that adapts the top-driven rotary system for gripping casing and that includes circulation and cementing functions. There is a need for a means to grip and rotate casing as the casing string is built up (eg, screwing on or off the threaded connection between casings), as well as a means for rotating the casing during the drilling operation. There is also a need to reduce the time between the drilling into the formation and the cementing of the casing in the formation. There is also a need to reduce the amount of hardware required on the drilling rig to drill into the formation and cement the casing firmly into the formation.

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

Utførelser av den herværende oppfinnelse innbefatter en fremgangsmåte for utforming av et borehull, hvilken omfatter operativt å forbinde et sirkulasjonshode med en gripemekanisme; å bringe gripemekanismen tettende i gripeinngrep med et første rør; å føre det første rør ned i en formasjon; operativt å kople en sementeringsplugg til gripemekanismen; å bringe gripemekanismen tettende i gripeinngrep med et andre rør; og å føre ned det andre rør i formasjonen. Ifølge et annet aspekt innbefatter utførelser den herværende oppfinnelse et apparat til bruk ved boring med foringsrør, hvilket omfatter et rørformet legeme som har en gjennomgående fluidstrømningsbane; et sirkulasjonstetningselement og en sementeringsplugg som operativt kan forbindes med det rørformede legeme; og et gripeelement som skal gripe foringsrøret. Embodiments of the present invention include a method of forming a borehole, which comprises operatively connecting a circulation head with a gripping mechanism; bringing the gripping mechanism tightly into gripping engagement with a first tube; passing the first pipe down into a formation; operatively connecting a cementing plug to the gripping mechanism; bringing the gripping mechanism tightly into gripping engagement with a second tube; and to lead down the second pipe into the formation. According to another aspect, embodiments of the present invention include an apparatus for use in drilling with casing, comprising a tubular body having a fluid flow path therethrough; a circulation seal member and a cementing plug operatively connectable to the tubular body; and a gripping element to grip the casing.

Andre utførelser av den herværende oppfinnelse tilveiebringer et apparat som skal kompensere for et gripehode, hvilket omfatter en dor som operativt er i inngrep med et gripehodehus til dannelse av en momentbærende forbindelse; og i det minste ett forspenningselement koplet mellom doren og gripehodet. I andre utførelser innbefatter den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for sementering av et foringsrør i en formasjon, hvilken omfatter å tilveiebringe en gripemekanisme forbundet med en sementeringssammenstilling; å bringe gripemekanismen tettende i gripeinngrep med foringsrøret; å forskyve foringsrøret til en dybde inne i formasjonen; og å sementere foringsrø-ret i formasjonen ved bruk av sementeringssammenstillingen uten å frigjøre det tettende gripeinngrep med foringsrøret. Other embodiments of the present invention provide an apparatus for compensating for a gripper head, comprising a mandrel operatively engaged with a gripper head housing to form a torque bearing connection; and at least one biasing element connected between the mandrel and the gripper head. In other embodiments, the present invention includes a method for cementing a casing in a formation, which comprises providing a gripping mechanism associated with a cementing assembly; bringing the gripping mechanism tightly into gripping engagement with the casing; displacing the casing to a depth within the formation; and cementing the casing into the formation using the cementing assembly without releasing the sealing gripping engagement with the casing.

Utførelser av den herværende oppfinnelse innebærer et apparat som innbefatter et rørformet legeme med en gjennomgående boring. I én utførelse kan et sirkulasjonshode og et sementeringshode ombyttbart og operativt forbindes med en nedre ende av det rørformede legeme. Sirkulasjonshodet sirkulerer fluid gjennom en foringsrørstreng eller foringsrørseksjon. Sementeringshodet sirkulerer fluid for å sementere foringsrørstrengen eller foringsrørseksjoner! fast i formasjonen på en ønsket dybde. Embodiments of the present invention involve an apparatus which includes a tubular body with a through bore. In one embodiment, a circulation head and a cementing head can be interchangeably and operatively connected to a lower end of the tubular body. The circulation head circulates fluid through a casing string or casing section. The cementing head circulates fluid to cement the casing string or casing sections! fixed in the formation at a desired depth.

Ifølge ett aspekt omfatter sementeringshodet plugger som kan frigjøres som reaksjon på langsgående forskyvning av en dor plassert inne i det rørformede legemes boring. Pluggene begrenser fluidstrømning gjennom det rørformede legemes boring midlertidig. I én utførelse er den glidbare dor forskyvbar som reaksjon på fluidtrykk (f.eks. hydraulisk eller pneumatisk). According to one aspect, the cementing head comprises plugs which can be released in response to longitudinal displacement of a mandrel located within the bore of the tubular body. The plugs temporarily restrict fluid flow through the bore of the tubular body. In one embodiment, the sliding mandrel is displaceable in response to fluid pressure (eg, hydraulic or pneumatic).

Ifølge et annet aspekt innebærer utførelser av den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for sementering av et borehull ved bruk av apparatet som omfatter det rørformede legeme som har et sirkulasjonshode som kan byttes ut med et sementeringshode. I én utførelse innbefatter fremgangsmåten frigjørbart og operativt å feste sirkulasjonshodet til en nedre ende av det rørformede legeme, å bringe apparatet tettende i gripeinngrep med et første foringsrør, å bore det første fo-ringsrør til en første dybde i en formasjon, å fjerne sirkulasjonshodet fra det rørformede legeme, frigjørbart og operativt å feste et sementeringshode til den nedre ende av det rørformede legeme, å bringe apparatet tettende i gripeinngrep med et andre foringsrør, å bore det andre foringsrør til en andre dybde i formasjonen, å bruke sementeringshodet for å plugge igjen fluidstrømning gjennom det andre foringsrør og å føre inn et fysisk foranderlig bindemateriale i apparatet. According to another aspect, embodiments of the present invention involve a method for cementing a borehole using the apparatus comprising the tubular body having a circulation head that can be replaced with a cementing head. In one embodiment, the method includes releasably and operatively attaching the circulation head to a lower end of the tubular body, bringing the apparatus into sealing engagement with a first casing, drilling the first casing to a first depth in a formation, removing the circulation head from the tubular body, releasably and operatively attaching a cementing head to the lower end of the tubular body, bringing the apparatus into tight engagement with a second casing, drilling the second casing to a second depth in the formation, using the cementing head to plug again fluid flow through the second casing and introducing a physically changeable binding material into the apparatus.

Utførelser av den herværende oppfinnelse tillater en operasjon med boring med foringsrør, innbefattende boreoperasjonen og sementeringsoperasjonen, å gjennomføres ved bare å bytte ut et nedre parti av apparatet. Utførelser av den herværende oppfinnelse eliminerer behovet for å bruke et separat sementeringsverktøy for sementeringsoperasjonen, og reduserer således den tid og arbeidskraft som er nødvendig for operasjonen. Følgelig reduseres kostnaden ved operasjonen for boring med foringsrør. Embodiments of the present invention allow a casing drilling operation, including the drilling operation and the cementing operation, to be performed by simply replacing a lower portion of the apparatus. Embodiments of the present invention eliminate the need to use a separate cementing tool for the cementing operation, thus reducing the time and labor required for the operation. Consequently, the cost of the operation for drilling with casing is reduced.

Utførelser av den herværende oppfinnelse vedrører også generelt fremgangsmåter og apparater til isolering av strekkbelastning fra et boreapparat som roteres av et toppdrevet rotasjonssystem. Ifølge ett aspekt tilveiebringer den herværende oppfinnelse et belastningsisolatorapparat som har et isolatorlegeme som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem, og et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet. Momentslegemet er plassert slik at momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet. Belastningsisolatorapparatet innbefatter også en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og momentlegemet. Momentlegemet er operativt koplet til en strekkbelastning fra boreapparatet. I drift overfører lagersammenstillingen strekkbelastningen fra momentlegemet til isolatorlegemet. Embodiments of the present invention also generally relate to methods and apparatus for isolating tensile stress from a drilling apparatus that is rotated by a top-driven rotation system. According to one aspect, the present invention provides a load isolator apparatus having an isolator body operatively connected to the top-driven rotation system, and a torque body at least partially located within the isolator body. The moment body is positioned so that the moment body is rotatable in relation to the insulator body. The load isolator apparatus also includes a bearing assembly located between the isolator body and the torque body. The torque body is operatively connected to a tensile load from the drilling rig. In operation, the bearing assembly transfers the tensile load from the moment body to the insulator body.

Ifølge et annet aspekt tilveiebringer den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for rotering av et boreapparat som har en strekkbelastning, ved bruk av et toppdrevet rotasjonssystem. Fremgangsmåten innbefatter operativt å kople et belastningsisolatorapparat til det toppdrevne rotasjonssystem. Belastningsisolatorapparatet innbefatter fortrinnsvis et momentlegeme plassert i et isolatorlegeme. Deretter blir strekkbelastningen overført til momentlegemet som i sin tur overfører strekkbelastningen fra momentlegemet til isolatorlegemet. Under rotasjon via det toppdrevne rotasjonssystem, roterer momentlegemet i forhold til isolatorlegemet. According to another aspect, the present invention provides a method of rotating a drilling apparatus having a tensile load, using a top-driven rotation system. The method includes operatively coupling a load isolator apparatus to the top driven rotation system. The load isolator device preferably includes a moment body placed in an isolator body. The tensile load is then transferred to the moment body, which in turn transfers the tensile load from the moment body to the insulator body. During rotation via the top-driven rotation system, the torque body rotates relative to the insulator body.

Ifølge enda et annet aspekt tilveiebringer den herværende oppfinnelse en løfteklave til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem. Løfteklaven har et isolatorlegeme og et momentlegeme som er i det minste delvis plassert i isolatorlegemet. Momentlegemet avgrenser en konisk boring som huser ett eller flere holdekileelementer. Løfteklaven kan videre innbefatte ett eller flere lagerelementer som er plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet. Momentlegemet er fortrinnsvis roterbart i forhold til isolatorlegemet, og en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet. According to yet another aspect, the present invention provides an elevating clave for use in conjunction with a top-driven rotary system. The lifting clamp has an isolator body and a torque body which is at least partially located in the isolator body. The torque body defines a conical bore that houses one or more retaining wedge elements. The lifting clamp can further include one or more bearing elements which are placed between the torque body and the insulator body. The moment body is preferably rotatable in relation to the insulator body, and a tensile load acting on the moment body is transferred to the insulator body.

Ifølge enda et annet aspekt, tilveiebringer den herværende oppfinnelse en adapter for toppdrevet rotasjonssystem til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem for å rotere et boreapparat. Adapteren for toppdrevet rotasjonssystem innbefatter et isolatorlegeme og et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet. Momentlegemet innbefatter en første kopling for sammenkopling med det toppdrevne rotasjonssystem og en andre kopling for sammenkopling med boreapparatet. Adapteren for toppdrevet rotasjonssystem innbefatter også ett eller flere lagerelementer som er plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet. Momentlegemet er fortrinnsvis roterbart i forhold til isolatorlegemet, og en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet. According to yet another aspect, the present invention provides a top drive rotation system adapter for use with a top drive rotation system to rotate a drilling apparatus. The top drive rotation system adapter includes an isolator body and a torque body that is at least partially located in the isolator body. The torque body includes a first coupling for coupling with the top-driven rotation system and a second coupling for coupling with the drilling apparatus. The adapter for top-driven rotation system also includes one or more bearing elements which are placed between the torque body and the insulator body. The moment body is preferably rotatable in relation to the insulator body, and a tensile load acting on the moment body is transferred to the insulator body.

Ifølge enda et annet aspekt tilveiebringer den herværende oppfinnelse et apparat til kontroll av det fluidtrykk som tilføres det toppdrevne rotasjonssystem. Ifølge ett aspekt innbefatter apparatet en fluidtiIførselsledning som er plassert mellom pumpen og det toppdrevne rotasjonssystem for å levere fluid til det toppdrevne rotasjonssystem. En trykkavlastningsvent.il er plassert på fluidtilførsels-ledningen, og en fluidreturledning forbinder trykkavlastningsventilen og pumpen med hverandre. Når et fluidtrykk når et forhåndsbestemt nivå, omdirigerer trykkavlastningsventilen fluidet tilbake til pumpen via fluidreturledningen. According to yet another aspect, the present invention provides an apparatus for controlling the fluid pressure supplied to the top driven rotary system. According to one aspect, the apparatus includes a fluid supply line positioned between the pump and the top-driven rotation system to supply fluid to the top-driven rotation system. A pressure relief valve is located on the fluid supply line, and a fluid return line connects the pressure relief valve and the pump to each other. When a fluid pressure reaches a predetermined level, the pressure relief valve redirects the fluid back to the pump via the fluid return line.

For en mer inngående forståelse av de ovennevnte trekk ved den herværende oppfinnelse, kan en nærmere beskrivelse av den oppfinnelse som kort er summert ovenfor, fås ved å se på utførelser, hvorav noen er illustrert på de vedføyde tegninger. Det skal imidlertid bemerkes at de vedføyde tegninger bare illustrerer typiske utførelser av denne oppfinnelse og derfor ikke skal anses å være begrensende for dens ramme, for oppfinnelsen kan gi adgang til andre like effektive utførelser. Fig. 1 er et snittriss av et kombinasjonsverktøy for sirkulasjon og sementering ifølge den herværende oppfinnelse. Høyre side på fig. 1 er skåret bort for å vise verktøyets deler. Fig. 2 er et skjematisk oppriss av et system innbefattende sementerings- og sirkulasjonsverktøyet på fig. 1, hvor systemet også innbefatter et toppdrevet rotasjonssystem, sementledning og momenthode. Fig. 3 er et snittriss av sirkulasjons- og sementeringsverktøyet plassert inne i et momenthode. Momenthodet er i gripeinngrep med deri plassert foringsrør. Sirkulasjons- og sementeringsverktøyet blir brukt som et sirkulasjonsverktøy mens foringsrøret bores inn i formasjonen. Fig. 4 er et snittriss av sirkulasjons- og sementeringsverktøyet plassert inne i et momenthode. Momenthodet er i gripeinngrep med deri plassert foringsrør. Sirkulasjons- og sementeringsverktøyet blir brukt som et sementeringsverktøy. En nedre sementeringsplugg er sendt ut inne i foringsrøret. Fig. 5 viser et snittriss av sirkulasjons- og sementeringsverktøyet brukt som sementeringsverktøy inne i et momenthode. Den nedre sementeringsplugg og en øvre sementeringsplugg er sendt ut. Fig. 6 er et snittriss av et sirkulasjons- og sementeringsverktøy brukt med et spyd som sirkula-sjonsverktøy mens det bores med foringsrør. Et spyd er plassert inne i foringsrøret for å gå i gripeinngrep med foringsrøret. Fig. 7 er et snittriss av et system til bruk sammen med et kompensatorapparat ifølge den herværende oppfinnelse, innbefattende et utsendingshode, et kompensatorapparat, et momenthode og et sementeringshode. For a more thorough understanding of the above-mentioned features of the present invention, a more detailed description of the invention which is briefly summarized above can be obtained by looking at embodiments, some of which are illustrated in the attached drawings. It should, however, be noted that the attached drawings only illustrate typical embodiments of this invention and should therefore not be considered limiting of its scope, for the invention may give access to other equally effective embodiments. Fig. 1 is a sectional view of a combination tool for circulation and cementation according to the present invention. Right side of fig. 1 is cut away to show the parts of the tool. Fig. 2 is a schematic elevation of a system including the cementing and circulation tool of fig. 1, where the system also includes a top-driven rotation system, cement line and torque head. Fig. 3 is a sectional view of the circulation and cementing tool placed inside a torque head. The torque head is in gripping engagement with casing placed therein. The circulation and cementing tool is used as a circulation tool while drilling the casing into the formation. Fig. 4 is a sectional view of the circulation and cementing tool placed inside a torque head. The torque head is in gripping engagement with casing placed therein. The circulation and cementing tool is used as a cementing tool. A lower cementing plug is sent out inside the casing. Fig. 5 shows a sectional view of the circulation and cementing tool used as a cementing tool inside a torque head. The lower cementing plug and an upper cementing plug have been sent out. Fig. 6 is a sectional view of a circulation and cementing tool used with a spear as a circulation tool while drilling with casing. A spear is positioned inside the casing to engage the casing. Fig. 7 is a sectional view of a system for use with a compensator apparatus according to the present invention, including a sending head, a compensator apparatus, a torque head and a cementing head.

Fig. 8 er et forstørret oppriss av kompensatorapparatet. Fig. 8 is an enlarged view of the compensator apparatus.

Fig. 9 er et snittriss som illustrerer momenthodet i en nedadutstrakt stilling. Fig. 9 is a sectional view illustrating the torque head in a downwardly extended position.

Fig. 10 er et snittriss som illustrerer momenthodet plassert før sammenskruingsoperasjonen. Fig. 10 is a sectional view illustrating the torque head positioned before the screwing operation.

Fig. 11 er et snittriss som illustrerer momenthodet plassert etter sammenskruingsoperasjonen. Fig. 11 is a sectional view illustrating the torque head positioned after the screwing operation.

Fig. 12 er et snittriss som illustrerer momenthodet i en oppadutstrakt stilling. Fig. 12 is a sectional view illustrating the torque head in an upwardly extended position.

Fig. 13 er et snittriss som illustrerer en kompensatorapparat plassert før sammenskruingsoperasjonen. Fig. 13 is a sectional view illustrating a compensator apparatus placed before the screwing operation.

Fig. 14 er et snittriss som illustrerer momenthodet i en nedadutstrakt stilling. Fig. 14 is a sectional view illustrating the torque head in a downwardly extended position.

Fig. 15 er et snittriss som illustrerer momenthodet i en oppadutstrakt stilling. Fig. 15 is a sectional view illustrating the torque head in an upwardly extended position.

Fig. 16 er et isometrisk oppriss som illustrerer kompensatorapparatet. Fig. 16 is an isometric elevation illustrating the compensator apparatus.

Fig. 17 er et tverrsnittsoppriss av et toppdrevet rotasjonssystem som har en løfteklave ifølge aspekter ved den herværende oppfinnelse. Fig. 17 is a cross-sectional elevational view of a top-driven rotary system having a lifting claw according to aspects of the present invention.

Fig. 18 er et eksplodert tverrsnittsoppriss av løfteklaven vist på fig. 17. Fig. 18 is an exploded cross-sectional elevation of the lifting claw shown in fig. 17.

Fig. 19 er et tverrsnittsoppriss av en isolatoradapter for toppdrevet rotasjonssystem ifølge aspekter ved den herværende oppfinnelse. Fig. 20 er et oppriss av et toppdrevet rotasjonssystem utstyrt med et apparat til regulering av det fluidtrykk som tilføres det toppdrevne rotasjonssystem. Fig. 1 er et kombinasjonsverktøy 2 for sirkulasjon og sementering ifølge den herværende oppfinnelse. Verktøyet 2 har en rørformet pluggutløserdor 85 med en langsgående, gjennomgående boring. Et overgangsstykke 9 plassert i et øvre parti av verktøyet 2 kopler et nedre parti av en kop-lingsdor 11 til et øvre parti av verktøyet 2. Gjenger 10 er plassert i en øvre ende av overgangsstykket 9, slik at verktøyet 2 er i stand til å koples til andre verktøyer slik som et toppdrevet rotasjonssystem 200 (se fig. 2). Hvilke som helst andre forbindelsesmidler som er kjent for fag-folk på området, kan brukes i stedet for gjenger. Fig. 19 is a cross-sectional elevation view of an isolator adapter for a top-driven rotation system according to aspects of the present invention. Fig. 20 is an elevation of a top-driven rotation system equipped with an apparatus for regulating the fluid pressure supplied to the top-driven rotation system. Fig. 1 is a combination tool 2 for circulation and cementation according to the present invention. The tool 2 has a tubular plug release mandrel 85 with a longitudinal, through bore. A transition piece 9 placed in an upper part of the tool 2 connects a lower part of a coupling mandrel 11 to an upper part of the tool 2. Threads 10 are placed at an upper end of the transition piece 9, so that the tool 2 is able to is connected to other tools such as a top-driven rotation system 200 (see Fig. 2). Any other means of connection known to those skilled in the art may be used in place of threads.

Koplet til en nedre ende av koplingsdoren 11 via i det minste ett tetningselement slik som en o-ring, finnes et rørformet utløsningslegeme 43 med en langsgående, gjennomgående boring. På utløs-ningslegemet 43 er det plassert en pluggutløser 45. Utløsningslegemet 43 tillater kortslutning av verktøyet 2 for å frigjøre holdekilene enten på momenthodet eller på spydet (beskrevet nedenfor) i tilfelle en hydraulisk lås. Connected to a lower end of the coupling mandrel 11 via at least one sealing element such as an o-ring, there is a tubular release body 43 with a longitudinal, through bore. A plug release 45 is placed on the release body 43. The release body 43 allows the tool 2 to be short-circuited to release the retaining wedges either on the torque head or on the spear (described below) in the case of a hydraulic lock.

En øvre ende av et pluggutløserlegeme 44 er gjengekoplet til en nedre ende av utløsningslegemet 43. Pluggutløserlegemet 44 er rørformet med en langsgående, gjennomgående boring. På pluggut-løserlegemet 44 er det plassert tre hydraulikkporter 50, 55, 60, til hvilke det kan tilkoples hydrau-likkledninger (ikke vist), innbefattende en øvre port 50, en midtre port 55 plassert nedenfor den øvre port 50, og en nedre port 60 plassert nedenfor den midtre port 55. Portene 50, 55, 60 blir be-nyttet i ulike trinn i sementeringsoperasjonen, som beskrevet nedenfor. An upper end of a plug release body 44 is threadedly connected to a lower end of the release body 43. The plug release body 44 is tubular with a longitudinal, through bore. Three hydraulic ports 50, 55, 60 are placed on the plug-gut release body 44, to which hydraulic cables (not shown) can be connected, including an upper port 50, a middle port 55 located below the upper port 50, and a lower port 60 placed below the middle gate 55. The gates 50, 55, 60 are used in various steps in the cementing operation, as described below.

En nedre ende av pluggutløserlegemet 44 er gjengekoplet til en øvre ende av en landingsplatedor 33 som er et rørformet legeme med en langsgående, gjennomgående boring. Landingsplatedoren A lower end of the plug release body 44 is threadedly connected to an upper end of a landing plate mandrel 33 which is a tubular body with a longitudinal, through bore. The landing pad

33 er i det vesentlige en kopling med hunngjenger plassert i sin øvre ende og nedre ende for sammenskruing med hanngjenger plassert i endene av partiene av verktøyet 2 ovenfor og nedenfor landingsplatedoren 33. Hvilke som helst andre koplingsmidler enn gjenger, hvilke er kjent av fag-folk på området, kan brukes. Plassert på landingsplatedoren 33 finnes en landingsplate 34 som innbefatter en øvre plate 35, et tetningselement slik som en dempepakning 30, og en nedre plate 40. Den øvre plate 35 er plassert ovenfor dempepakningen 30, og den nedre plate 40 er plassert nedenfor dempepakningen 30. Landingsplaten 34 hviler oppå en foringsrørkopling 305, 405 forbundet med et foringsrør 300, 400 (se fig. 3 og 4). Foringsrøret 300, 400 kan være en foringsrør-seksjon eller en foringsrørstreng innbefattende to eller flere foringsrørseksjoner som er koplet sammen, fortrinnsvis skrudd sammen. Den nedre plate 40 hviler nærmere bestemt på foringsrør-koplingen 305, 405, mens dempepakningen 30 er konstruert av et elastomerisk materiale for å 33 is essentially a coupling with female threads located at its upper end and lower end for screwing together with male threads located at the ends of the portions of the tool 2 above and below the landing plate mandrel 33. Any coupling means other than threads, which are known to those skilled in the art in the area, can be used. Placed on the landing plate dor 33 is a landing plate 34 which includes an upper plate 35, a sealing element such as a damping gasket 30, and a lower plate 40. The upper plate 35 is placed above the damping gasket 30, and the lower plate 40 is placed below the damping gasket 30. The landing plate 34 rests on top of a casing coupling 305, 405 connected to a casing 300, 400 (see fig. 3 and 4). The casing 300, 400 can be a casing section or a casing string including two or more casing sections which are connected together, preferably screwed together. The lower plate 40 rests more specifically on the casing coupling 305, 405, while the damping gasket 30 is constructed of an elastomeric material to

tillate litt (eller større) sidebevegelse av verktøyet 2 med hensyn til foringsrøret når landingsplaten 34 settes ned på foringsrørkoplingen 305, 405. En rørformet pakningsdor 20 med en langsgående, gjennomgående boring er koplet, fortrinnsvis gjengekoplet, til landingsplatedoren 33. Et øvre parti av pakningsdoren 20 har et tetningselement, fortrinnsvis en pakning 65 som er plassert rundt den. Pakningen 65 er fortrinnsvis laget av et elastomerisk materiale, slik at den selektivt kan ekspanderes til å gå i kontakt med en indre diameter av foringsrøret 300, 400. En kragepakning 25 er plassert på pakningsdorens 20 ytre diameter nedenfor pakningen 65 for å aktivere pakningen 65. Pakningen 65 aktiveres for å tette et ringformet område mellom verktøyet 2 og foringsrøret 300, 400 når fluid sirkuleres, og isolerer derved forings-rørets 300, 400 indre diameter, slik at fluid kan pumpes under trykk gjennom foringsrøret 300, 400. 1 en alternativ utførelse kan en oppblåsbar pakning eller en krage uten pakningselement brukes sammen med sementeringsverktøyet 2. Nedenfor kragepakningen 25, er det plassert et sentre-ringselement 15 rundt pakningsdoren 20. Sentreringselementet 15 brukes for å sentrere verktøyet 2 inne i foringsrøret 300, 400. allow some (or greater) lateral movement of the tool 2 with respect to the casing when the landing plate 34 is seated on the casing coupling 305, 405. A tubular packing mandrel 20 with a longitudinal, through bore is connected, preferably threaded, to the landing plate mandrel 33. An upper part of the packing mandrel 20 has a sealing element, preferably a gasket 65, which is placed around it. The gasket 65 is preferably made of an elastomeric material so that it can selectively expand to contact an inner diameter of the casing 300, 400. A collar gasket 25 is placed on the outer diameter of the gasket mandrel 20 below the gasket 65 to actuate the gasket 65. The gasket 65 is activated to seal an annular area between the tool 2 and the casing 300, 400 when fluid is circulated, thereby isolating the inner diameter of the casing 300, 400, so that fluid can be pumped under pressure through the casing 300, 400. 1 an alternative embodiment an inflatable gasket or a collar without a gasket element can be used together with the cementing tool 2. Below the collar gasket 25, a centering element 15 is placed around the packing mandrel 20. The centering element 15 is used to center the tool 2 inside the casing 300, 400.

Som vist på fig. 1, er et sementeringshode 4 som har et pluggsett, frigjørbart forbundet med en nedre ende av pakningsdoren 20. Sementeringshodet 4 omfatter et øvre pluggkammer 81 som er rørformet med en gjennomgående, langsgående boring. Sementeringshodet 4 innbefatter en nedre sementeringsplugg 75 plassert nedenfor en øvre sementeringsplugg 80. Sementeringspluggene 75, 80 er frigjørbart forbundet med hverandre via en hylse 72 (se fig. 4) plassert på et øvre parti av den nedre sementeringsplugg 75. Hver sementeringsplugg 75, 80 innbefatter en klaffventil (ikke vist) som innledningsvis er forspent i åpen stilling, slik at fluid kan strømme gjennom sementeringspluggene 75, 80. Den nedre sementeringsplugg 75 har en sprengskive (ikke vist). Sprengskiven sperrer innledningsvis sement mot å bevege seg gjennom den nedre sementeringsplugg 75 idet denne beveger seg nedover i hullet foran sementen. Etter at den nedre sementeringsplugg 75 har landet på en innsnevring i den innvendige diameter, slik som en boresko, får påføring av et forhåndsbestemt trykk via et sementvolum ovenfor den nedre sementeringsplugg 75 sprengskiven til å briste, slik at sement får slippe gjennom sementeringspluggene 75, 80, ut gjennom foringsrøret 400 og opp gjennom det ringformede rom mellom foringsrøret 400 og formasjonen (ikke vist). As shown in fig. 1, is a cementing head 4 which has a plug set, releasably connected to a lower end of the packing mandrel 20. The cementing head 4 comprises an upper plug chamber 81 which is tubular with a continuous, longitudinal bore. The cementing head 4 includes a lower cementing plug 75 placed below an upper cementing plug 80. The cementing plugs 75, 80 are releasably connected to each other via a sleeve 72 (see Fig. 4) placed on an upper part of the lower cementing plug 75. Each cementing plug 75, 80 includes a flap valve (not shown) which is initially biased in the open position, so that fluid can flow through the cementing plugs 75, 80. The lower cementing plug 75 has a burst disc (not shown). The blast disc initially blocks cement from moving through the lower cementing plug 75 as it moves down into the hole in front of the cement. After the lower cementing plug 75 has landed on a constriction in the inside diameter, such as a drill shoe, application of a predetermined pressure via a volume of cement above the lower cementing plug 75 causes the rupture disc to rupture, allowing cement to escape through the cementing plugs 75, 80 , out through the casing 400 and up through the annular space between the casing 400 and the formation (not shown).

Et øvre parti av en pluggutløserdor 85 er forbundet med et øvre parti av pluggutløserlegemet 44. Plassert mellom et nedre parti av pluggutløserdoren 85 og et nedre parti av pluggutløserlegemet 44 finnes en glidbar dor 70. Den glidbare dor 70 er et stempel som er glidbart inne i sylinderen dannet av et ringformet rom 42 mellom pluggutløserdoren 85 og pluggutløserlegemet 44. På fig. 1 er den glidbare dor 70 vist i en uaktivert tilstand, slik at pluggene 75, 80 ikke blir sendt ut. Når fluid blir ført inn i hydraulikkportene 50, 55, 60, glir den glidbare dor 70 oppover i forhold til pluggutlø-serdoren 85 og pluggutløserlegemet 44. Den glidbare dors 70 bevegelse oppover sender av gårde den nedre sementeringsplugg 75 og den øvre sementeringsplugg 80, som beskrevet nedenfor. Fig. 2 er et skjematisk oppriss av et system for bruk av sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 ifølge den herværende oppfinnelse. Et toppdrevet rotasjonssystem 200 er koplet, fortrinnsvis gjengekoplet, til verktøyet 2. Det toppdrevne rotasjonssystem 200 er typisk opphengt i et heisespill (ikke vist) med kabelbøyler (ikke vist) og plassert på skinner (ikke vist) som tillater langsgående forskyvning av det toppdrevne rotasjonssystem 200 og således langsgående forskyvning av det tilkoplede verktøy 2. Det toppdrevne rotasjonssystem 200 utfører den funksjon å rotere verktøyet 2 under boreoperasjonen; verktøyet 2 er derfor roterbart i forhold til det toppdrevne rotasjonssystem 200. Verktøyet 2 er imidlertid fortrinnsvis fiksert aksialt i forhold til det toppdrevne rotasjonssystem 200, slik at heisespillet (ikke vist) kan brukes til å løfte eller senke det toppdrevne rotasjonssystem 200 i lengderetningen, og således med dette løfte eller senke verktøyet 2. An upper portion of a plug release mandrel 85 is connected to an upper portion of the plug release mandrel 44. Positioned between a lower portion of the plug release mandrel 85 and a lower portion of the plug release mandrel 44 is a sliding mandrel 70. The sliding mandrel 70 is a piston which is slidable inside the cylinder formed by an annular space 42 between the plug release mandrel 85 and the plug release body 44. In fig. 1, the sliding mandrel 70 is shown in an inactive state so that the plugs 75, 80 are not ejected. When fluid is introduced into the hydraulic ports 50, 55, 60, the sliding mandrel 70 slides upward relative to the plug release mandrel 85 and the plug release body 44. The upward movement of the sliding mandrel 70 sends out the lower cementing plug 75 and the upper cementing plug 80, which described below. Fig. 2 is a schematic view of a system for using the circulation and cementing tool 2 according to the present invention. A top-driven rotation system 200 is coupled, preferably threaded, to the tool 2. The top-driven rotation system 200 is typically suspended in a hoist (not shown) with cable hangers (not shown) and placed on rails (not shown) that allow longitudinal displacement of the top-drive rotation system 200 and thus longitudinal displacement of the connected tool 2. The top-driven rotation system 200 performs the function of rotating the tool 2 during the drilling operation; the tool 2 is therefore rotatable in relation to the top-driven rotation system 200. However, the tool 2 is preferably fixed axially in relation to the top-driven rotation system 200, so that the hoist winch (not shown) can be used to raise or lower the top-driven rotation system 200 in the longitudinal direction, and thus with this raise or lower the tool 2.

En sementledning 205 strekker seg gjennom en port 215 som strekker seg gjennom verktøyet 2. Et fysisk foranderlig bindematerial, fortrinnsvis et størknende fluid slik som sement, blir selektivt ført inn gjennom sementledningen 205 og inn i verktøyet 2 gjennom selektiv betjening av en tilbakeslagsventil 210. Når sement ønskes ført inn i verktøyet 2, slik som under sementeringsoperasjonen, blir tilbakeslagsventilen 210 manipulert til åpen stilling. Når det er ønskelig å hindre innføring av sement i verktøyet 2, slik som under boreoperasjonen når det i stedet for sement blir sirkulert sirkulasjonsfluid gjennom verktøyet 2, er tilbakeslagsventilen 210 stengt. Plassering av sementledningen 205 nedenfor det toppdrevne rotasjonssystem 200 tillater sementen å strømme utenom det toppdrevne rotasjonssystem 200 under sementeringsoperasjonen og forhindrer således en mulig beskadigelse av det toppdrevne rotasjonssystem 200. A cement line 205 extends through a port 215 which extends through the tool 2. A physically changeable binding material, preferably a solidifying fluid such as cement, is selectively introduced through the cement line 205 and into the tool 2 through selective operation of a check valve 210. When cement is desired to be introduced into the tool 2, such as during the cementing operation, the non-return valve 210 is manipulated into the open position. When it is desirable to prevent the introduction of cement into the tool 2, such as during the drilling operation when circulation fluid is circulated through the tool 2 instead of cement, the non-return valve 210 is closed. Placing the cement conduit 205 below the top-driven rotary system 200 allows the cement to flow outside the top-driven rotary system 200 during the cementing operation and thus prevents possible damage to the top-driven rotary system 200.

Et momenthode 220 er stivt forbundet med verktøyet 2. Momenthodet 220 brukes for tettende å gå 1 gripeinngrep med foringsrøret 300, 400 (se fig. 3 og 4). Alternativt kan det brukes et spyd 66 for tettende å gå i gripeinngrep med foringsrøret 300,400, som vist på fig. 6 og beskrevet nedenfor. Momenthodet 220 tildeler foringsrøret 300, 400 dreiemoment fra det toppdrevne rotasjonssystem 200 ved gripeinngrep med foringsrøret 300, 400. Momenthodet 220 roterer sammen med verktøyet 2 i forhold til det toppdrevne rotasjonssystem 200. A torque head 220 is rigidly connected to the tool 2. The torque head 220 is used for a sealing engagement with the casing 300, 400 (see Figs. 3 and 4). Alternatively, a spear 66 may be used to sealingly engage the casing 300,400, as shown in fig. 6 and described below. The torque head 220 assigns the casing 300, 400 torque from the top-driven rotation system 200 by gripping engagement with the casing 300, 400. The torque head 220 rotates together with the tool 2 in relation to the top-driven rotation system 200.

Verktøyet 2 strekker seg gjennom momenthodet 220. Et nedre parti av verktøyet 2 er vist plassert nedenfor momenthodet 220. De heltrukne linjer angir sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 med et påsatt sirkulasjonshode 3. De stiplede linjer angir verktøyet 2 med sementeringshodet 4 påsatt. Når det bores med foringsrøret 300, er sirkulasjonshodet 3 plassert i det nedre parti av verktøyet 2 for å sirkulere borefluid. Når en sementeringsoperasjon skal gjennomføres, er sementeringshodet 4 plassert i det nedre parti av verktøyet 2. Sirkulasjonshodet 3 kan være koplet, fortrinnsvis gjengekoplet, til et nedre parti av pakningsdoren 20, slik at for å bytte ut sirkulasjonshodet 3 med sementeringshodet 4, må sirkulasjonshodet 3 bare skrus av. Sementeringshodet 4 kan deretter gjengekoples til pakningsdoren 20. På samme måte kan sementeringshodet 4 skrus av, deretter sirkulasjonshodet 3 skrus inn på pakningsdoren 20, avhengig av hvilken funksjon verktøyet 2 skal utføre. The tool 2 extends through the torque head 220. A lower part of the tool 2 is shown located below the torque head 220. The solid lines indicate the circulation and cementing tool 2 with an attached circulation head 3. The dashed lines indicate the tool 2 with the cementing head 4 attached. When drilling with the casing 300, the circulation head 3 is placed in the lower part of the tool 2 to circulate drilling fluid. When a cementing operation is to be carried out, the cementing head 4 is placed in the lower part of the tool 2. The circulation head 3 can be connected, preferably threaded, to a lower part of the packing mandrel 20, so that in order to replace the circulation head 3 with the cementing head 4, the circulation head 3 must just turn it off. The cementing head 4 can then be threaded onto the packing mandrel 20. In the same way, the cementing head 4 can be unscrewed, then the circulation head 3 screwed onto the packing mandrel 20, depending on which function the tool 2 is to perform.

Fig. 3 viser et nedre parti av verktøyet 2 stivt forbundet med momenthodet 220, fortrinnsvis via én eller flere bolter 115. Som vist på fig. 3, er sirkulasjonshodet 3 forbundet med det nedre parti av verktøyet 2, slik at foringsrøret 300 kan bores inn i formasjonen mens verktøyet 2 mater ut sirkulasjonsfluid. Foringsrøret 300 er plassert mellom momenthodet 220 og verktøyet 2. Foringsrøret 300 som typisk har hanngjenger plassert i sin øvre ende, er forbundet, fortrinnsvis gjengeforbundet, med foringsrørkoplingen 305 via hunngjenger plassert i begge ender av foringsrørkoplingen 305. Hunngjengene i foringsrørkoplingen 305 bruks for å føye sammen foringsrøret 300 med et annet foringsrør (ikke vist) for å fore borehullet med foringsrør. Landingsplatens 34 nedre plate 40 er plassert direkte ovenfor de øvre hunngjenger i foringsrørkoplingen 305 under boreoperasjonen, som vist på fig. 3. Fig. 3 shows a lower part of the tool 2 rigidly connected to the torque head 220, preferably via one or more bolts 115. As shown in fig. 3, the circulation head 3 is connected to the lower part of the tool 2, so that the casing 300 can be drilled into the formation while the tool 2 feeds out circulation fluid. The casing 300 is placed between the torque head 220 and the tool 2. The casing 300, which typically has male threads located at its upper end, is connected, preferably threaded, to the casing coupling 305 via female threads located at both ends of the casing coupling 305. The female threads in the casing coupling 305 are used to add together the casing 300 with another casing (not shown) to line the borehole with casing. The lower plate 40 of the landing plate 34 is placed directly above the upper female threads in the casing coupling 305 during the drilling operation, as shown in fig. 3.

Enhver gripemekanisme som er i stand til tettende å gå i gripeinngrep med en ytre eller indre diameter av foringsrøret 300, er egnet til å brukes sammen med verktøyet 2 ifølge den herværende oppfinnelse. Momenthodet 220 vist på fig. 3 kan brukes som gripemekanismen for å gripe om fo-ringsrørets 300 ytre diameter, mens spydet 66 vist på fig. 6 også kan brukes i stedet for momenthodet 220 for å gripe foringsrørets 300 indre diameter. Any gripping mechanism capable of sealingly engaging an outer or inner diameter of the casing 300 is suitable for use with the tool 2 according to the present invention. The torque head 220 shown in fig. 3 can be used as the gripping mechanism to grip the outer diameter of the casing 300, while the spear 66 shown in fig. 6 also can be used in place of the torque head 220 to grip the casing 300 inner diameter.

Som vist på fig. 3, har momenthodet 220 en gjennomgående sentral boring 165 som foringsrøret 300 og verktøyet 2 er plassert i. Momenthodet 220 innbefatter et rørformet hus 105, gjennom hvilket boltene 115 forbinder momenthodet 220 med verktøyet 2. En eller flere tapper 130 forbinder en indre diameter av en skål 125 som har en skrånende indre vegg, stivt med huset 105. Ett eller flere gripeelementer 135, fortrinnsvis holdekiler, er plassert inne i skålen 125 for å gå i gripeinngrep med en ytre diameter av foringsrøret 300. Holdekilenes 135 innersider kan bære tenner utformet på harde metallbakker, hvilke skal gå i inngrep med foringsrøret 300. Holdekilenes 135 og skålens 125 skråflater tillater holdekilene 135 å bevege seg vertikalt og radialt innover i forhold til skålen 125 for å gå i gripeinngrep med foringsrøret 300. As shown in fig. 3, the torque head 220 has a through central bore 165 in which the casing 300 and the tool 2 are located. The torque head 220 includes a tubular housing 105, through which the bolts 115 connect the torque head 220 to the tool 2. One or more pins 130 connect an inner diameter of a bowl 125 which has a sloping inner wall, rigidly with the housing 105. One or more gripping elements 135, preferably holding wedges, are placed inside the bowl 125 to engage in gripping engagement with an outer diameter of the casing 300. The inner sides of the holding wedges 135 can carry teeth formed on hard metal jaws, which are to engage the casing 300. The beveled surfaces of the retaining wedges 135 and the cup 125 allow the retaining wedges 135 to move vertically and radially inward relative to the cup 125 to engage the casing 300.

En ringformet støter 170 er forbundet med en plate 145 plassert over holdekilene 135 og tjener som middel til å forskyve holdekilene 135 langs skålens 125 skråning, slik at holdekilene 135 går i gripeinngrep med foringsrørets 300 ytre diameter. En eller flere aktivatorer 121, fortrinnsvis hydrauliske aktivatorer, for holdekilene 135 er forbundet med et øvre parti av den ringformede støter 170. En eller flere fjærer 62 blir innledningsvis holdt i forspent stilling av aktivatoren 121 når holdekilene 135 er uaktiverte. Når det er ønskelig å gripe foringsrøret 300 inne i momenthodet 220, kan en hydraulikkledning (ikke vist) koples til aktivatoren 121 for å tvinge fjæren eller fjærene 62 til å trykkes sammen og således aktivere holdekilene 135 i momenthodet 220, slik at holdekilene 135 beveger seg langs skålens 125 skråflate og går i gripeinngrep med foringsrørets 300 ytre diameter. An annular abutter 170 is connected to a plate 145 placed above the holding wedges 135 and serves as a means of displacing the holding wedges 135 along the slope of the bowl 125, so that the holding wedges 135 engage with the outer diameter of the casing 300. One or more activators 121, preferably hydraulic activators, for the holding wedges 135 are connected to an upper part of the annular abutment 170. One or more springs 62 are initially held in a biased position by the activator 121 when the holding wedges 135 are unactivated. When it is desired to grip the casing 300 inside the torque head 220, a hydraulic line (not shown) can be connected to the activator 121 to force the spring or springs 62 to be compressed and thus activate the retaining wedges 135 in the torque head 220, so that the retaining wedges 135 move along the bowl's 125 inclined surface and engages in gripping engagement with the casing's 300 outer diameter.

Fig. 6 viser spydet 66 i stedet for momenthodet 220 brukt som gripemekanismen sammen med verktøyet 2. Spydet 66 innbefatter et rørformet legeme 13 med en gjennomgående, langsgående boring. En eller flere holdekiler 12 er plassert på en ytre diameter av det rørformede legeme 13 ovenfor sirkulasjonshodet 3 eller sementeringshodet 4 (sirkulasjonshodet 3 er vist sammen med spydet 66 på fig. 6). Når holdekilene 12 er aktivert, brukes de til å stå tettende i gripeinngrep med den indre diameter i et foringsrør (ikke vist). Holdekilene 12 kan være aktiverbare via hydraulisk eller pneumatisk kraft. En ekstern hydraulikk- eller pneumatikkilde kan koples til spydet 66 for å aktivere holdekilene 12. Den hydrauliske eller pneumatiske kraft kan skapes av fluid bak et stempel inne i en sylinder. Når holdekilene 12 er uaktivert, er foringsrøret bevegelig aksialt og i rotasjonsretningen i forhold til spydet 66. Fig. 6 shows the spear 66 instead of the torque head 220 used as the gripping mechanism together with the tool 2. The spear 66 includes a tubular body 13 with a through, longitudinal bore. One or more retaining wedges 12 are placed on an outer diameter of the tubular body 13 above the circulation head 3 or the cementing head 4 (the circulation head 3 is shown together with the spear 66 in Fig. 6). When the retaining wedges 12 are activated, they are used to tightly engage the inner diameter of a casing (not shown). The retaining wedges 12 can be actuated via hydraulic or pneumatic power. An external hydraulic or pneumatic source can be connected to the spear 66 to actuate the retaining wedges 12. The hydraulic or pneumatic force can be created by fluid behind a piston inside a cylinder. When the retaining wedges 12 are deactivated, the casing is movable axially and in the direction of rotation relative to the spear 66.

Sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 er plassert inne i spydet 66 og er stivt fiksert i dette. Verktøyet 2 har en skulder 26 plassert rundt det rørformede legemes 13 ytre diameter. Når verkt-øyet 2 og spydet 66 er ført inn i foringsrøret, hviler skulderen på foringsrøret på samme måte som landingsplaten 34 hviler på foringsrøret, som beskrevet i forbindelse med flg. 1-5. The circulation and cementing tool 2 is placed inside the spear 66 and is rigidly fixed therein. The tool 2 has a shoulder 26 located around the outer diameter of the tubular body 13. When the tool eye 2 and the spear 66 have been introduced into the casing, the shoulder rests on the casing in the same way as the landing plate 34 rests on the casing, as described in connection with Fig. 1-5.

Ved betjening av spydet 66 sammen med verktøyet 2, blir det toppdrevne rotasjonssystem (ikke vist) som er koplet til den øvre ende av overgangsstykket 9, senket ned sammen med spydet 66 og verktøyet 2, slik at et nedre parti av spydet 66 og verktøyet 2 plasseres inne i foringsrøret. Holdekilene 12 aktiveres fortettende å gå i gripeinngrep med foringsrørets indre diameter. Den eneste vesentlige forskjell mellom momenthodets 220 og spydets 66 virkemåte ligger i gripingen av fo-ringsrøret (spydet 66 griper foringsrørets indre diameter i stedet for foringsrørets ytre diameter); resten av operasjonen med spydet 66 sammen med verktøyet 2 og foringsrøret er derfor den samme som beskrevet nedenfor i forbindelse med fig. 1-5. When operating the spear 66 together with the tool 2, the top-driven rotation system (not shown) which is connected to the upper end of the transition piece 9 is lowered together with the spear 66 and the tool 2, so that a lower part of the spear 66 and the tool 2 placed inside the casing. The holding wedges 12 are then activated to engage with the inner diameter of the casing. The only significant difference between the operation of the torque head 220 and the spear 66 lies in the gripping of the casing (the spear 66 grips the inner diameter of the casing instead of the outer diameter of the casing); the rest of the operation with the spear 66 together with the tool 2 and the casing is therefore the same as described below in connection with fig. 1-5.

I virksomhet, det vises til fig. 1-5, er en øvre ende av sirkulasjonshodet 3 skrudd fast på en nedre ende av pakningsdoren 20, slik at sammenstillingen vist med heltrukne linjer på flg. 2 dannes. Fo-ringsrøret 300 har et jordfjerningselement, fortrinnsvis en skjærende konstruksjon, slik som en boresko eller borekrone, operativt koplet til sin nedre ende for bruk under boring med foringsrør. Fo-ringsrøret 300 kan innledningsvis være plassert på et stativ (ikke vist) eller enn opphentings- og nedleggingssammenstilling (ikke vist) utenfor en borerigg (ikke vist). Foringsrøret 300 kan transporteres, i én utførelse av en enkeltrørlengdeløfteklave på kabelbøyler, til et sted, i det vesentlige i senter for en brønn, ovenfor et hull (ikke vist) i et riggdekk (ikke vist) på boreriggen. Enkeltrørleng-deløfteklaven brukes for å gå i gripeinngrep med foringsrøret 300, slik at foringsrøret 300 er fiksert i lengderetningen nedenfor verktøyet 2 og momenthodet 220. Det toppdrevne rotasjonssystem 200, verktøyet 2 og momenthodet 220 blir senket mot foringsrøret 300 av heisespillet. In business, reference is made to fig. 1-5, an upper end of the circulation head 3 is screwed onto a lower end of the packing mandrel 20, so that the assembly shown with solid lines on fig. 2 is formed. Casing 300 has a soil removal element, preferably a cutting structure, such as a drill shoe or drill bit, operatively connected to its lower end for use during casing drilling. The casing 300 may initially be placed on a stand (not shown) or as a pick-up and lay-down assembly (not shown) outside a drilling rig (not shown). The casing 300 can be transported, in one embodiment, by a single pipe length lifting clamp on cable hangers, to a location, substantially in the center of a well, above a hole (not shown) in a rig deck (not shown) on the drilling rig. The single pipe length lifting claw is used to engage the casing 300 so that the casing 300 is fixed longitudinally below the tool 2 and the torque head 220. The top-driven rotation system 200, the tool 2 and the torque head 220 are lowered towards the casing 300 by the winch.

Idet momenthodet 220 senkes ned, blir foringsrøret plassert inne i momenthodet 220 mellom momenthodet 220 og verktøyet 2, som vist på fig. 3. Momenthodet 220 føres ned til landingsplatens 34 nedre plate 40 treffer den øvre ende av foringsrørkoplingen 305, som avbildet på fig. 3. Fluid blir deretter ført inn gjennom aktivatoren 121 via fluidslangen (ikke vist). Aktivatoren 121 tvinger fjærene 62 til å trykkes sammen fra den forspente stilling og således tvinge holdekilene 135 nedover skålens 125 skråning. Holdekilene 135 blir derved aktivert til tettende å gå i gripeinngrep med fo-ringsrøret 300. As the torque head 220 is lowered, the casing is placed inside the torque head 220 between the torque head 220 and the tool 2, as shown in fig. 3. The torque head 220 is brought down until the lower plate 40 of the landing plate 34 hits the upper end of the casing coupling 305, as depicted in fig. 3. Fluid is then introduced through the activator 121 via the fluid hose (not shown). The activator 121 forces the springs 62 to be pressed together from the biased position and thus force the retaining wedges 135 down the slope of the bowl 125. The retaining wedges 135 are thereby activated to seally engage with the casing 300.

Verktøyet 2 blir deretter aktivert for å tette et ringformet rom mellom en ytre diameter av pakningsdoren 20 og en indre diameter av foringsrøret 300 for å hindre fluidstrømning gjennom det ringformede rom mens fluid sirkuleres. Kragepakningen 25 aktiverer pakningen 65, og pakningen 65 eks-panderer for tettende å gå i inngrep med foringsrørets 300 indre diameter. Fig. 3 viser momenthodet 220 i gripeinngrep med foringsrøret 300 og verktøyet 2 i tettende inngrep med fo-ringsrøret 300. The tool 2 is then activated to seal an annular space between an outer diameter of the packing mandrel 20 and an inner diameter of the casing 300 to prevent fluid flow through the annular space while circulating fluid. The collar gasket 25 actuates the gasket 65, and the gasket 65 expands to sealingly engage the inner diameter of the casing 300. Fig. 3 shows the torque head 220 in gripping engagement with the casing 300 and the tool 2 in sealing engagement with the casing 300.

I denne posisjon er en sammenstilling 402 innbefattende verktøyet 2, momenthodet 220 og forings-røret 300 klar til å senke foringsrøret 300 ned i formasjonen til utforming av borehullet (ikke vist). Det toppdrevne rotasjonssystem 200 (se flg. 2) roterer sammenstillingen 402 i forhold til det toppdrevne rotasjonssystem 200. Samtidig blir borefluid sirkulert gjennom det toppdrevne rotasjonssystem 200, gjennom verktøyet 2 og ut gjennom foringsrøret 300. Fluidet strømmer rundt foringsrørets 300 nedre ende og opp gjennom et ringformet rom mellom foringsrørets 300 ytre diameter og formasjonen. Borefluid sirkuleres mens det bores inn i formasjonen for å utforme en bane for forings-røret 300 i formasjonen og for å rydde foringsrørets 300 indre diameter for slam og andre stoffer for å lette boreprosessen. In this position, an assembly 402 including the tool 2, the torque head 220 and the casing 300 is ready to lower the casing 300 into the formation to form the borehole (not shown). The top-driven rotation system 200 (see fig. 2) rotates the assembly 402 in relation to the top-driven rotation system 200. At the same time, drilling fluid is circulated through the top-driven rotation system 200, through the tool 2 and out through the casing 300. The fluid flows around the lower end of the casing 300 and up through an annular space between the casing 300 outer diameter and the formation. Drilling fluid is circulated while drilling into the formation to create a path for the casing 300 in the formation and to clear the inner diameter of the casing 300 of mud and other substances to facilitate the drilling process.

Når foringsrøret 300 er boret til ønsket dybde i formasjonen, blir en gripeklo (spider) (ikke vist) aktivert for å gå i gripeinngrep med den ytre diameter av et øvre parti av foringsrøret 300, slik at fo-ringsrøret 300 hindres fra å bevege seg lengre ned i borehullet. Holdekilene 135 i momenthodet 220 blir deretter frigjort fra gripeinngrep med foringsrørets 300 ytre diameter, og pakningen 65 i verktøyet 2 frigjøres fra tettende inngrep med foringsrørets 300 indre diameter. Et forriglingssys-tem, slik som systemet beskrevet i amerikansk patentsøknad publikasjonsnr. 2002/0170720, inngitt av Haugen 17. mai 2001, hvilken i sin helhet innbefattes i dette skrift gjennom henvisning, kan brukes sammen med den herværende oppfinnelse for å sikre at enten gripekloen eller momenthodet 220 er i gripeinngrep med foringsrøret 300 til enhver tid. Foringsrøret 300 etterlates i borehullet mens momenthodet 220 og det stivt forbundne verktøy 2 blir løftet fra borehullet av heisespillet. When the casing 300 is drilled to the desired depth in the formation, a gripping claw (spider) (not shown) is activated to engage the outer diameter of an upper portion of the casing 300 so that the casing 300 is prevented from moving further down the borehole. The retaining wedges 135 in the torque head 220 are then released from gripping engagement with the casing 300 outer diameter, and the gasket 65 in the tool 2 is released from sealing engagement with the casing 300 inner diameter. A locking system, such as the system described in US patent application publication no. 2002/0170720, filed by Haugen on 17 May 2001, which is incorporated in its entirety in this document by reference, can be used in conjunction with the present invention to ensure that either the gripping claw or the torque head 220 is in gripping engagement with the casing 300 at all times. The casing 300 is left in the borehole while the torque head 220 and the rigidly connected tool 2 are lifted from the borehole by the winch.

Tilleggsforingsrør kan deretter bores inn i formasjonen til utforming av et foret borehull med ønsket dybde. Tilleggsforingsrørene har typisk hanngjenger plassert i sine øvre og nedre ender (i stedet for en skjærende konstruksjon plassert i nedre ende, slik som i foringsrøret 300), slik at en nedre ende av en kopling, slik som foringsrørkoplingen 305 med hunngjenger plassert i begge ender, skrus inn på hanngjengene på den øvre ende av hvert foringsrør. Additional casing can then be drilled into the formation to form a lined borehole of the desired depth. The additional casings typically have male threads located at their upper and lower ends (rather than a cutting structure located at the lower end, such as in the casing 300), so that a lower end of a coupling, such as the casing coupling 305 with female threads located at both ends, screw onto the male threads on the upper end of each casing.

Hvert tilleggsforingsrør kan bli transportert til brønnsenter fra stativet eller opphentings- og nedleggingsmaskinen og bli ført inn i momenthodet 220 mellom momenthodet 220 og verktøyet 2, som beskrevet ovenfor i forbindelse med foringsrøret 300. Holdekilene 135 i momenthodet 220 blir aktivert til gripeinngrep med tilleggsforingsrørets ytre diameter, og pakningen 65 i verktøyet 2 settes i tettende inngrep med tilleggsforingsrørets indre diameter. Each additional casing can be transported to the well center from the rack or pick-up and lay machine and be fed into the torque head 220 between the torque head 220 and the tool 2, as described above in connection with the casing 300. The retaining wedges 135 in the torque head 220 are activated to grip engagement with the outer diameter of the additional casing , and the gasket 65 in the tool 2 is placed in sealing engagement with the inner diameter of the additional casing.

Tilleggsforingsrøret blir av heisespillet senket ned mot foringsrøret 300 som allerede er plassert The additional casing is lowered by the winch towards the casing 300 which has already been placed

inne i borehullet. Det toppdrevne rotasjonssystem 200 aktiveres deretter for å rotere tilleggsforings-røret i forhold til foringsrøret 300. Foringsrøret 300 er på dette tidspunkt fiksert i rotasjonsretningen og aksialretningen på grunn av gripekloens gripeinngrep. En gjengeforbindelse mellom hanngjengene på tilleggsforingsrørestrengen og hunngjengene i foringsrørkoplingen 305 blir trukket til ved de rotasjonskrefter som tildeles av det toppdrevne rotasjonssystem 200. Deretter blir foringsrøret omfattende foringsrøret 300 og tilleggsforingsrøret frigjort fra gripekloen og senket (eventuelt under rotasjon) ned i formasjonen som beskrevet ovenfor i forbindelse med boring av foringsrøret 300 inn i formasjonen. Denne prosess gjentas med hvilket som helst antall tilleggsforingsrør. inside the borehole. The top-driven rotation system 200 is then activated to rotate the additional casing relative to the casing 300. The casing 300 is at this time fixed in the direction of rotation and the axial direction due to the gripping engagement of the grab claw. A threaded connection between the male threads of the additional casing string and the female threads of the casing coupling 305 is tightened by the rotational forces imparted by the top-driven rotation system 200. Then, the casing comprising the casing 300 and the additional casing is released from the grab claw and lowered (possibly during rotation) into the formation as described above in connection with drilling the casing 300 into the formation. This process is repeated with any number of additional casings.

Etter at en viss mengde tilleggsforingsrør er koplet sammen og ført ned i formasjonen, må det ofte utføres en sementeringsoperasjon for å hindre at formasjonen faller sammen mot foringsrøret. Når det er ønskelig å bore det siste foringsrør inn i formasjonen før sementering av det ringformede rom mellom foringsrøret og formasjonen for å utforme et foret borehull, fjernes momenthodet 220 og verktøyet 2 fra borehullet, og det nest siste foringsrør før sementeringsoperasjonen etterlates i borehullet opphengt i gripekloen. After a certain amount of additional casing is connected and driven down into the formation, a cementing operation must often be performed to prevent the formation from collapsing against the casing. When it is desired to drill the last casing into the formation before cementing the annular space between the casing and the formation to form a cased borehole, the torque head 220 and the tool 2 are removed from the borehole, and the penultimate casing before the cementing operation is left in the borehole suspended in the claw.

Det vises til fig. 2, hvor sirkulasjonshodet 3, som er vist med heltrukne linjer, skrus av fra pakningsdoren 20. Sementeringshodet 4 som er vist med stiplede linjer, blir deretter skrudd inn på pakningsdorens 20 nedre ende. Det siste foringsrør 400 (se fig. 4) kan hentes opp fra stativet eller opphentings- og nedleggingsmaskinen og transporteres til brønnsenteret. Momenthodet 220 og verktøyet 2 senkes deretter ned av heisespillet, slik at foringsrøret 400 blir ført inn i momenthodet 220 mellom momenthodet 220 og verktøyet 2. Reference is made to fig. 2, where the circulation head 3, which is shown with solid lines, is unscrewed from the packing mandrel 20. The cementing head 4, which is shown with dashed lines, is then screwed onto the packing mandrel 20's lower end. The last casing 400 (see fig. 4) can be picked up from the rack or the pick-up and laying machine and transported to the well center. The torque head 220 and the tool 2 are then lowered by the winch, so that the casing 400 is fed into the torque head 220 between the torque head 220 and the tool 2.

Når momenthodet 220 og verktøyet 2 er ført ned på foringsrøret 400, slik at verktøyets 2 nedre plate 40 berører den øvre ende av foringsrørkoplingen 405, aktiveres holdekilene 135 til å gå i gripeinngrep med foringsrørets 400 ytre diameter, som beskrevet ovenfor i forbindelse med foringsrø-ret 300. Dessuten bringes pakningen 65 på verktøyet 2 i stilling i tettende inngrep med foringsrø-rets 400 indre diameter, som beskrevet ovenfor i forbindelse med foringsrøret 300. When the torque head 220 and the tool 2 have been guided down onto the casing 400, so that the lower plate 40 of the tool 2 touches the upper end of the casing coupling 405, the retaining wedges 135 are activated to engage with the outer diameter of the casing 400, as described above in connection with the casing ret 300. In addition, the gasket 65 on the tool 2 is brought into position in sealing engagement with the inner diameter of the casing pipe 400, as described above in connection with the casing pipe 300.

Etter at pakningen 65 og holdekilene 135 er brakt i inngrep med foringsrøret 400, er foringsrøret 400 fiksert i rotasjonsretningen og aksialretningen inne i momenthodet 220. Det foringsrør som tidligere er plassert i borehullet, er fiksert i rotasjons- og aksialretningen i gripekloen (ikke vist) ved brønnsenteret. Heisespillet senkes ned, slik at foringsrøret 400 hviler på det foringsrør som tidligere er plassert inne i borehullet, og gjengeforbindelsen mellom foringsrørene trekkes til ved rotasjon tildelt foringsrøret 400 av det toppdrevne rotasjonssystem 200. After the packing 65 and the retaining wedges 135 have been brought into engagement with the casing 400, the casing 400 is fixed in the rotational direction and the axial direction inside the torque head 220. The casing previously placed in the borehole is fixed in the rotational and axial direction in the gripping claw (not shown) at the well centre. The winch is lowered, so that the casing 400 rests on the casing previously placed inside the borehole, and the threaded connection between the casings is tightened by rotation assigned to the casing 400 by the top-driven rotation system 200.

Gripekloen blir deretter frigjort fra gripeinngrep med det tilleggsforingsrør som tidligere er plassert i borehullet, slik at foringsrøret 400 med tilleggsforingsrøret tilkoplet er bevegelig aksialt og i rotasjonsretningen inne i borehullet. Sirkulasjonsfluid blir ført inn i det toppdrevne rotasjonssystem på samme måte som beskrevet ovenfor, og fluidet beveger seg gjennom verktøyet 2, gjennom forings- røret 400, gjennom tilleggsfdringsrørene, gjennom foringsrøret 300 med den skjærende konstruksjon festet til dette, og opp gjennom det ringformede område mellom foringsrøret 400, 300 og formasjonen. På dette tidspunkt blir klaffventilene (ikke vist) i sementeringspluggene 75, 80 forspent til åpen stilling av den glidbare dor 70, slik at fluid kan føres gjennom sementeringspluggene 75, 80 for å sirkulere rundt foringsrøret 400, 300. Hylsefingrer 71 (vist på fig. 4) på hylsen 72 som er plassert på den nedre sementeringsplugg 75, er innledningsvis i inngrep med den øvre sementeringsplugg 80 for å holde de to sementeringsplugger 75, 80 sammen. The gripping claw is then released from gripping engagement with the additional casing previously placed in the borehole, so that the casing 400 with the additional casing connected is movable axially and in the direction of rotation inside the borehole. Circulating fluid is fed into the top-driven rotary system in the same manner as described above, and the fluid moves through the tool 2, through the casing 400, through the additional delivery pipes, through the casing 300 with the cutting structure attached thereto, and up through the annular area between the casing 400, 300 and the formation. At this point, the flap valves (not shown) in the cementing plugs 75, 80 are biased to the open position by the sliding mandrel 70, so that fluid can be passed through the cementing plugs 75, 80 to circulate around the casing 400, 300. Sleeve fingers 71 (shown in Fig. 4) on the sleeve 72 which is placed on the lower cementing plug 75, initially engages with the upper cementing plug 80 to hold the two cementing plugs 75, 80 together.

Mens borefluidet føres inn i det toppdrevne rotasjonssystem 200, gjennomføres boring i formasjonen til utforming av borehullet av det toppdrevne rotasjonssystem 200 som roterer momenthodet 220, verktøyet 2 og foringsrørene 400, 300 som alle er i det vesentlige fiksert i forhold til hverandre i aksial- og rotasjonsretningen. Samtidig senker heisespillet det toppdrevne rotasjonssystem 200, momenthodet 220, verktøyet 2 og foringsrørene 400, 300 ned i formasjonen. Etter at foringsrøret 400, 300 er boret til ønsket dybde inne i formasjonen, stanses foringsrørets 400, 300 bevegelse i rotasjons- og aksialretningen. Dessuten blir borefluidet ikke lenger ført inn i det toppdrevne rotasjonssystem 200. While the drilling fluid is fed into the top-driven rotary system 200, drilling is carried out in the formation to shape the borehole by the top-driven rotary system 200 which rotates the torque head 220, the tool 2 and the casings 400, 300 which are all substantially fixed relative to each other in axial and the direction of rotation. At the same time, the hoist lowers the top-driven rotation system 200, the torque head 220, the tool 2 and the casings 400, 300 into the formation. After the casing 400, 300 has been drilled to the desired depth inside the formation, the movement of the casing 400, 300 in the rotational and axial direction is stopped. Also, the drilling fluid is no longer fed into the top-driven rotation system 200.

Etter at boreoperasjonen er stanset, begynner sementeringsoperasjonen. Den nedre sementeringsplugg 75 sendes ut før sement føres inn i foringsrørstrengen 400, 300, for å rense foringsrørs-trengens 400, 300 indre diameter. For å sende ut den nedre sementeringsplugg 75 blir hyd ra uli kk-fluid ført inn gjennom en hydraulikkslange (ikke vist) og inn i den nedre port 60 (se fig. 1 og 4). Fluid som føres inn bak den glidbare dor 70, tvinger den glidbare dor 70 opp med hensyn til plugg-utløserdoren 85 og pluggutløserlegemet 44. Den glidbare dor 70 beveger seg oppover gjennom det ringformede rom 42 til den øvre port 55. Idet den glidbare dor 70 beveger seg opp, lukkes klaffventilen i den nedre sementeringsplugg 75. Hylsefingrene 71 på hylsen 72 frigjøres fra inngrep med den øvre sementeringsplugg 80, slik at den nedre sementeringsplugg 75 blir aksialt bevegelig med hensyn til den øvre sementeringsplugg 80. After the drilling operation is stopped, the cementing operation begins. The lower cementing plug 75 is sent out before cement is introduced into the casing string 400, 300, to clean the inner diameter of the casing string 400, 300. To send out the lower cementing plug 75, hydraulic fluid is introduced through a hydraulic hose (not shown) and into the lower port 60 (see Figs. 1 and 4). Fluid introduced behind the sliding mandrel 70 forces the sliding mandrel 70 up with respect to the plug release mandrel 85 and plug release body 44. The sliding mandrel 70 moves upwardly through the annular space 42 to the upper port 55. As the sliding mandrel 70 moves up, the flap valve in the lower cementing plug 75 is closed. The sleeve fingers 71 on the sleeve 72 are released from engagement with the upper cementing plug 80, so that the lower cementing plug 75 becomes axially movable with respect to the upper cementing plug 80.

Sement blir deretter ført inn gjennom sementledningen 205 (se fig. 2) og inn i verktøyet 2. Sementen strømmer gjennom den øvre sementeringsplugg 80, men blir hindret fra å strømme gjennom den nedre sementeringsplugg 75 fordi den nedre sementeringspluggs 75 klaffventil er i lukket stilling. Et sementvolum som er nødvendig for å fylle det ringformede rom mellom foringsrøret 400, 300 og formasjonen, blir ført inn gjennom den øvre sementeringsplugg 80 og bak den nedre sementeringsplugg 75 for å tvinge den nedre sementeringsplugg 75 nedover inne i foringsrørstrengen 400, 300 til den nedre sementeringsplugg 75 blir hindret fra ytterligere nedoverbevegelse av en boresko eller borekrone (ikke vist) plassert i den nedre ende av foringsrøret 400, 300. Fig. 4 viser den nedre sementeringsplugg 75 sendt ut inne i foringsrøret 400, 300. Det finnes sement plassert mellom den nedre sementeringsplugg 75 og den øvre sementeringsplugg 80. Cement is then introduced through the cement line 205 (see Fig. 2) and into the tool 2. The cement flows through the upper cementing plug 80, but is prevented from flowing through the lower cementing plug 75 because the lower cementing plug 75 flap valve is in the closed position. A volume of cement necessary to fill the annular space between the casing 400, 300 and the formation is introduced through the upper cementing plug 80 and behind the lower cementing plug 75 to force the lower cementing plug 75 downwardly within the casing string 400, 300 to the lower cementing plug 75 is prevented from further downward movement by a drill shoe or drill bit (not shown) located at the lower end of the casing 400, 300. Fig. 4 shows the lower cementing plug 75 sent out inside the casing 400, 300. There is cement located between the lower cementing plug 75 and the upper cementing plug 80.

Etter at det ønskede sementvolum er blitt ført inn bak den nedre sementeringsplugg 75, sendes den øvre sementeringsplugg 80 ut. For å sende ut den øvre sementeringsplugg 80, blir fluid ført inn gjennom hydraulikkslangen (ikke vist), inn i den midtre port 55 og bak den glidbare dor 70. Den glidbare dor 70 beveger seg videre oppover inne i det ringformede rom 42 til den øvre port 50 og bevirker at den øvre sementeringspluggs 80 forbindelse (fortrinnsvis en hylse) med verktøyet 2 frigjøres. After the desired cement volume has been introduced behind the lower cementing plug 75, the upper cementing plug 80 is sent out. To send out the upper cementing plug 80, fluid is introduced through the hydraulic hose (not shown), into the middle port 55 and behind the sliding mandrel 70. The sliding mandrel 70 moves further up inside the annular space 42 to the upper port 50 and causes the upper cementing plug 80's connection (preferably a sleeve) with the tool 2 to be released.

Idet den øvre sementeringsplugg 80 beveger seg nedover inne i foringsrørstrengen 400, 300, lukkes klaffventilen inne i den øvre sementeringsplugg 80. Fluid bak den øvre sementeringsplugg 80 tvinger den øvre sementeringsplugg 80 nedover inne i foringsrøret 400, 300. Den øvre sementeringsplugg 80 fortsetter nedover inne i foringsrøret 400, 300 til den blir stanset mot ytterligere nedoverbevegelse av sementen mellom sementeringspluggene 80, 75. Fig. 5 viser den øvre sementeringsplugg 80 sendt ut bak den nedre sementeringsplugg 75. As the upper cementing plug 80 moves downward inside the casing string 400, 300, the flap valve inside the upper cementing plug 80 closes. Fluid behind the upper cementing plug 80 forces the upper cementing plug 80 downward inside the casing 400, 300. The upper cementing plug 80 continues downward inside in the casing 400, 300 until it is stopped against further downward movement of the cement between the cementing plugs 80, 75. Fig. 5 shows the upper cementing plug 80 sent out behind the lower cementing plug 75.

Det økende trykk som frembringes når den nedre sementeringsplugg 75 lander på boreskoen og slutter å bevege seg, får sprengskiven (ikke vist) til å briste, slik at sementen mellom sementeringspluggene 75, 80 fritt kan bevege seg gjennom den nedre sementeringsplugg 75, gjennom et nedre parti av foringsrørets 400, 300 indre diameter og opp gjennom det ringformede rom mellom foringsrørets 400, 300 ytre diameter og borehullet utformet i formasjonen. Sementen fyller det ringformede rom mellom foringsrørets 400, 300 ytre diameter og borehullet utformet i formasjonen til dannelse av et foret borehull. Fluidstrøm gjennom sementledningen 205 stanses ved å lukke tilbakeslagsventilen 210, og sementen får herde ved hydrostatisk trykk. The increasing pressure generated when the lower cementing plug 75 lands on the drill shoe and stops moving causes the burst disc (not shown) to rupture, allowing the cement between the cementing plugs 75, 80 to freely move through the lower cementing plug 75, through a lower part of the casing 400, 300 inner diameter and up through the annular space between the casing 400, 300 outer diameter and the borehole formed in the formation. The cement fills the annular space between the outer diameter of the casing 400, 300 and the borehole formed in the formation to form a lined borehole. Fluid flow through the cement line 205 is stopped by closing the check valve 210, and the cement is allowed to harden by hydrostatic pressure.

På slutten av sementeringsoperasjonen kan den glidbare dor 70 føres tilbake til sin opprinnelige plassering direkte ovenfor den nedre port 60 for ytterligere operasjoner ved at fluid føres inn gjennom den øvre port 50. Fluid strømmer gjennom den øvre port 50, inn i det ringformede rom 42 og foran den glidbare dor 70 for å bevege den glidbare dor 70 nedover. I en alternativ utførelse er apparatet og fremgangsmåten ifølge den herværende oppfinnelse like effektive når bare én enkelt sementeringsplugg sendes ut, slik som enveis-toppluggen vist og beskrevet i amerikansk patent-søknad nr. 10/767,322 inngitt av søkerne 29. januar 2004, hvilken innbefattes i sin helhet i dette skrift gjennom henvisning. At the end of the cementing operation, the sliding mandrel 70 can be returned to its original position directly above the lower port 60 for further operations by introducing fluid through the upper port 50. Fluid flows through the upper port 50, into the annular space 42 and in front of the sliding mandrel 70 to move the sliding mandrel 70 downward. In an alternative embodiment, the apparatus and method of the present invention are equally effective when only a single cementing plug is sent out, such as the one-way top plug shown and described in US Patent Application No. 10/767,322 filed by applicants on January 29, 2004, which includes in its entirety in this document by reference.

Holdekilene 135 deaktiveres deretter, slik at de frigjøres fra gripeinngrep med foringsrørets 400, 300 ytre diameter, og pakningen 65 frigjøres fra tettende inngrep med foringsrørets 400, 300 indre diameter. Sementen i det ringformede rom mellom foringsrøret 400, 300 og formasjonen holder foringsrøret 400, 300 på plass inne i borehullet mens momenthodet 220 og verktøyet 2 blir trukket oppover og ut av borehullet av heisespillet. Et sirkulasjonshode kan skrus inn på pakningsdoren 20 dersom ytterligere operasjoner med boring med foringsrør ønskes. Når det utføres ytterligere boring med foringsrør, kan sementeringspluggene 75, 80 og boreskoen eller annet jordfjerningselement i nedre ende av foringsrøret 300 gjennombores med et jordfjerningselement, slik som en skjærende konstruksjon, som operativt er forbundet med en nedre ende av et påfølgende forings-rør, når det påfølgende foringsrør med den skjærende konstruksjon påfestet blir ført gjennom fo-ringsrørets 400, 300 indre diameter. Alternativt kan sementeringspluggene 75, 80 og jordfjerning- selementet hentes ut fra borehullet og et påfølgende foringsrør bores gjennom foringsrøret 300, 400. Prosessen skissert ovenfor kan gjentas for å bore de påfølgende foringsrør inn i formasjonen og sementere de borede foringsrør fast i borehullet. The retaining wedges 135 are then deactivated, so that they are released from gripping engagement with the outer diameter of the casing 400, 300, and the gasket 65 is released from sealing engagement with the inner diameter of the casing 400, 300. The cement in the annular space between the casing 400, 300 and the formation holds the casing 400, 300 in place within the borehole while the torque head 220 and the tool 2 are pulled up and out of the borehole by the winch. A circulation head can be screwed onto the packing mandrel 20 if further operations with drilling with casing are desired. When further drilling with casing is carried out, the cementing plugs 75, 80 and the drill shoe or other soil removal element at the lower end of the casing 300 can be pierced with a soil removal element, such as a cutting structure, which is operatively connected to a lower end of a subsequent casing, when the subsequent casing with the cutting structure attached is passed through the casing 400, 300 inner diameter. Alternatively, the cementing plugs 75, 80 and the soil removal element can be retrieved from the borehole and a subsequent casing drilled through the casing 300, 400. The process outlined above can be repeated to drill the subsequent casings into the formation and cement the drilled casings firmly in the borehole.

I utførelsene beskrevet ovenfor kan sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 innbefatte flere over-gangsstykker/dorer som er koplet sammen, som beskrevet ovenfor. Alternativt kan sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 innbefatte et kontinuerlig, rørformet legeme. In the embodiments described above, the circulation and cementing tool 2 can include several transition pieces/mandrels which are connected together, as described above. Alternatively, the circulation and cementing tool 2 may include a continuous, tubular body.

I prosessen beskrevet ovenfor er den glidbare dor 70 glidbar på grunn av hydraulisk kraft, men det er også innenfor oppfinnelsens ramme for den glidbare dor 70 å kunne beveges oppover med pneumatisk kraft, elektroniske midler, gjengeforbindelser mellom den glidbare dor 70 og de tilstø-tende dorer 44 og 6, et vakuumsystem eller hvilken som helst annen egnet mekanisme. In the process described above, the sliding mandrel 70 is slidable due to hydraulic power, but it is also within the scope of the invention for the sliding mandrel 70 to be able to be moved upwards by pneumatic power, electronic means, threaded connections between the sliding mandrel 70 and the adjacent mandrels 44 and 6, a vacuum system or any other suitable mechanism.

Dessuten, selv om ovenstående beskrivelse av utførelser vist på fig. 1-6 vedrører boring mens hele foringsrøret 300, 400 roteres, kan bare et parti av foringsrøret 300, 400, slik som borekronen, roteres av en slammotor for eksempel, mens foringsrøret 300, 400 føres ned i formasjonen til utforming av borehullet. Det er også tenkelig at foringsrøret 300, 400 bare kan skyves eller føres ned i formasjonen mens borefluid sirkuleres gjennom foringsrøret, uten at noe parti av foringsrøret roteres, for å utforme borehullet. Moreover, although the above description of embodiments shown in Figs. 1-6 relate to drilling while the entire casing 300, 400 is rotated, only a part of the casing 300, 400, such as the drill bit, can be rotated by a mud motor for example, while the casing 300, 400 is guided down into the formation to design the borehole. It is also conceivable that the casing 300, 400 can only be pushed or guided down into the formation while drilling fluid is circulated through the casing, without any part of the casing being rotated, to form the borehole.

Ifølge et annet aspekt ved denne oppfinnelse beskrives en rørlengdekompensator. En rørlengde-kompensator brukes generelt for å kompensere for vekten av en første rørlengde og i det minste én påfølgende rørlengde, hvor den første rørlengde bæres ovenfor den i det minste ene påfølgen-de rørlengde. Rørlengdekompensatoren omfatter typisk et legeme som kan koples mellom den første rørlengde og et bevegelig apparat som skal bevege den første rørlengde. Legemet innbefatter et holdeapparat som skal bære den første rørlengde over den i det minste ene påfølgende rør-lengde og tilveiebringe støtte for den første rørlengde når denne beveger seg med hensyn til den i det minste ene påfølgende rørlengde. Holdeapparatet kompenserer for vekt av den første rørleng-de når denne beveger seg. Holdeapparatet innbefatter et stempel som er bevegelig montert i en hul sylinder med en gassmengde over stemplet og en gassmengde under stemplet. Et eksempel på rørlengdekompensator er beskrevet i amerikansk patent nr. 5,850,877 utstedt til Al bright mfl. 22. desember 1998, hvilken innbefattes i sin helhet i dette skrift gjennom henvisning. According to another aspect of this invention, a pipe length compensator is described. A pipe length compensator is generally used to compensate for the weight of a first pipe length and at least one subsequent pipe length, where the first pipe length is carried above the at least one subsequent pipe length. The pipe length compensator typically comprises a body which can be connected between the first pipe length and a movable device which is to move the first pipe length. The body includes a holding device which shall carry the first pipe length over the at least one subsequent pipe length and provide support for the first pipe length when it moves with respect to the at least one subsequent pipe length. The holding device compensates for the weight of the first pipe length when it moves. The holding apparatus includes a piston movably mounted in a hollow cylinder with a gas volume above the piston and a gas volume below the piston. An example of a pipe length compensator is described in US patent no. 5,850,877 issued to Al bright et al. on 22 December 1998, which is incorporated in its entirety in this document by reference.

Fig. 7 er et snittriss av systemet til bruk sammen med den herværende oppfinnelse, innbefattende et utsendingshode 450, et kompensatorapparat 500, momenthodet 220 og sementeringshodet 4. Systemet illustrert på fig. 7 virker på lignende måte som beskrevet ovenfor. Utsendingshodet 450 brukes for å aktivere sementeringshodet 4 under sementeringsoperasjonen. Fig. 7 is a sectional view of the system for use with the present invention, including a sending head 450, a compensator 500, the torque head 220 and the cementing head 4. The system illustrated in fig. 7 works in a similar way as described above. The sending head 450 is used to activate the cementing head 4 during the cementing operation.

Under boring og sirkulering av foringsrøret er sementeringspluggene ikke plassert i enden av sirku-lasjonsverktøyet. Utsendingshodet 450 tillater fluid å passere igjennom under sirkulerings- og bo-reoperasjonene. En enveisventil, slik som en tilbakeslagsventil 455, fortrinnsvis plassert i en nedre ende av sirkulasjonsverktøyet, hindrer fluidstrømning i motsatt retning. Fluid strømmer gjennom en omføringspassasje 470 utformet i et sammenstillingshus 485. Omføringspassasjen 470 tillater fluid å overføres gjennom utsendingshodet 450 uten å påvirke øvre og nedre utløsingsplugger 465, 460. Som illustrert på fig. 7, holder en øvre nedslippingsanordning 475 den øvre utløsningsplugg 465 på plass, og den nedre utløsningsplugg 460 holdes på plass av en nedre nedslippingsanordning 480. Øvre og nedre nedslippingsanordning 475, 480 kan betjenes manuelt eller fjernstyrt. During drilling and circulating the casing, the cementing plugs are not placed at the end of the circulating tool. The sending head 450 allows fluid to pass through during the circulation and drilling operations. A one-way valve, such as a check valve 455, preferably located at a lower end of the circulation tool, prevents fluid flow in the opposite direction. Fluid flows through a bypass passage 470 formed in an assembly housing 485. The bypass passage 470 allows fluid to be transferred through the sending head 450 without affecting the upper and lower release plugs 465, 460. As illustrated in FIG. 7, an upper release device 475 holds the upper release plug 465 in place, and the lower release plug 460 is held in place by a lower release device 480. The upper and lower release devices 475, 480 can be operated manually or remotely.

Som tidligere beskrevet blir øvre og nedre sementeringsplugg 80, 75 brukt under sementeringsoperasjonen. For å utløse den nedre sementeringsplugg 75, aktiveres den nedre nedslippingsanordning 480, hvorved en frigjørbar forbindelse, slik som en pinne (ikke vist) som holder den nedre utløsningsplugg 460 på plass, blir fjernet. Deretter påvirker fluid som pumpes gjennom utsendingshodet 450, den nedre utløsningsplugg 460 til å bevege seg aksialt nedover gjennom kompensatorapparatet 500 og momenthodet 220 til den går i kontakt med den nedre sementeringsplugg 75. Sementeringspluggen 75 blir i sin tur frigjort og setter derved i gang sementeringsoperasjonen. As previously described, upper and lower cementing plugs 80, 75 are used during the cementing operation. To release the lower cementing plug 75, the lower release device 480 is activated, whereby a releasable connection, such as a pin (not shown) holding the lower release plug 460 in place, is removed. Then, fluid pumped through the sending head 450 affects the lower release plug 460 to move axially downward through the compensator 500 and the torque head 220 until it contacts the lower cementing plug 75. The cementing plug 75 is in turn released and thereby initiates the cementing operation.

Etter at sementen er blitt pumpet gjennom systemet som beskrevet ovenfor, utløses den øvre ut-løsningsplugg 465 på lignende måte som den nedre utløsningsplugg 460. Mer bestemt frigjør den øvre nedslippsanordning 475 den øvre utløsningsplugg 465 til å bevege seg gjennom systemet til den går i kontakt med den øvre sementeringsplugg 80. Deretter frigjøres den øvre sementeringsplugg 80 for å fullføre sementeringsoperasjonen. På denne måte er momenthodet 220 integrert sammen med utsendingshodet 450 og sementeringshodet 4 (så vel som sirkulasjonshodet 3) i sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 og tilveiebringer derved et system som er i stand til å kjøre foringsrør så vel som å tillate en sirkulerings- (oppfylling) og en sementeringsoperasjon. Momenthodet 220 integrert sammen med utsendingshodet 450 og sirkulasjons- og sementeringsverk-tøyet 2 tillater også vekselbevegelse (aksial bevegelse) av foringsrøret i brønnen. After the cement has been pumped through the system as described above, the upper release plug 465 is released in a similar manner to the lower release plug 460. More specifically, the upper drop device 475 frees the upper release plug 465 to move through the system until it engages with the upper cementing plug 80. Then the upper cementing plug 80 is released to complete the cementing operation. In this way, the torque head 220 is integrated together with the sending head 450 and the cementing head 4 (as well as the circulating head 3) in the circulating and cementing tool 2 thereby providing a system capable of driving casing as well as allowing a circulating (filling ) and a cementing operation. The torque head 220 integrated together with the sending head 450 and the circulation and cementing tool 2 also allows reciprocating movement (axial movement) of the casing in the well.

I en alternativ utførelse kan det brukes andre anordninger, innbefattende, men ikke begrenset til, kuler eller frittfallende utløsningsplugger som ikke har noen finner til å pumpe dem nedover, for utsending av både den øvre og den nedre sementeringsplugg 75, 80. Dessuten kan det benyttes bare én enkelt topplugg sammen med den herværende oppfinnelse, slik som enveis-toppluggen vist og beskrevet i amerikansk patentsøknad nr. 10/767,322 inngitt av søkerne 29. januar 2004, som ovenfor ble innbefattet gjennom henvisning. In an alternative embodiment, other devices, including, but not limited to, balls or free-falling release plugs that have no fins to pump them down, may be used to deploy both the upper and lower cementing plugs 75, 80. Additionally, only a single top plug with the present invention, such as the one-way top plug shown and described in US Patent Application No. 10/767,322 filed by applicants on January 29, 2004, which is above incorporated by reference.

Fig. 8 er et forstørret oppriss av kompensatorapparatet 500. Kompensatorapparatet 500 kompenserer generelt for vekten av et foringsrør 585 som kan innbefatte en foringsrørseksjon eller en fo-ringsrørstreng innbefattende to eller flere foringsrørseksjoner som er koplet sammen (fortrinnsvis gjengekoplet), og tillater momenthodet 220 å bevege seg aksialt under operasjonen. Kompensatorapparatet 500 innbefatter et apparathus 545 som forbinder kompensatorapparatet 500 med utsendingshodet 450. Apparathuset 545 innbefatter en husflate 580. Fig. 8 is an enlarged elevation of the compensator apparatus 500. The compensator apparatus 500 generally compensates for the weight of a casing 585 which may include a casing section or a casing string including two or more casing sections that are coupled together (preferably threaded), and allows the torque head 220 to move axially during the operation. The compensator apparatus 500 includes an apparatus housing 545 which connects the compensator apparatus 500 to the transmitter head 450. The apparatus housing 545 includes a housing surface 580.

Kompensatorapparatet 500 innbefatter videre en rilledor 555 som operativt er festet til det innvendige parti av apparathuset 545. Rilledoren 555 innbefatter en dorflate 565. The compensator apparatus 500 further includes a grooved mandrel 555 which is operatively attached to the inner part of the apparatus housing 545. The grooved mandrel 555 includes a mandrel surface 565.

Rilledoren 555 og en sylinder 505 avgrenser et øvre kammer 525. En øvre port 510 utformet i huset 545 tillater fluidforbindelse inn og ut av det øvre kammer 525. Som vist på fig. 8, er sylinderen 505 aksialt forskyvbar inne i kompensatorapparatet 500. Sylinderen 505 innbefatter en øvre flate 575 og en nedre flate 560.1 tillegg innbefatter sylinderen 505 en sylinderkantflate 595 som operativt er festet til rilledoren 555 til dannelse av en momentkopling, og tillater derved dreiemoment fra det toppdrevne rotasjonssystem 200 (vist på fig. 2) å overføres gjennom kompensatorapparatet 500 til momenthodet 220. Momentkoplingen opprettholdes gjennom hele den aksiale forskyvning av sylinderen 505. Et dreiemoment kan med andre ord overføres fra det toppdrevne rotasjonssystem 200 til momenthodet 220 gjennom hele operasjonen. Momentkoplingen kan være oppbygd og tildannet av et rillearrangement, et fjær-og-not-arrangement, eller hvilken som helst annen form for momentkopling kjent innenfor faget. The fluted mandrel 555 and a cylinder 505 define an upper chamber 525. An upper port 510 formed in the housing 545 allows fluid communication into and out of the upper chamber 525. As shown in FIG. 8, the cylinder 505 is axially displaceable within the compensator apparatus 500. The cylinder 505 includes an upper surface 575 and a lower surface 560. In addition, the cylinder 505 includes a cylinder edge surface 595 which is operatively attached to the spline guide 555 to form a torque coupling, thereby allowing torque from the top-driven rotation system 200 (shown in Fig. 2) to be transferred through the compensator device 500 to the torque head 220. The torque coupling is maintained throughout the axial displacement of the cylinder 505. In other words, a torque can be transferred from the top-driven rotation system 200 to the torque head 220 throughout the operation. The torque coupling can be constructed and formed by a groove arrangement, a tongue and groove arrangement, or any other form of torque coupling known in the art.

Et nedre kammer 530 er dannet mellom rilledoren 555 og sylinderen 505. Ett eller flere tetningselementer 540 plassert mellom rilledoren 555 og sylinderen 505 sørger for et fluidtett forhold disse imellom. Det nedre kammer 530 står i fluidforbindelse med det øvre kammer 525 gjennom en ventilsammenstilling 520. Fluid strømmer inn og ut av det nedre kammer 530 gjennom en nedre port 515 utformet i huset 545. Den nedre port 515 og den øvre port 510 er forbundet med ventilsammenstillingen 520 til dannelse av en krets. Ventilsammenstillingen 520 kan være plassert nær riggdekket og kan styres manuelt eller fjernstyrt for å regulere fluidtrykket i det øvre og det nedre kammer 525, 530, og derved strekke ut eller trekke tilbake sylinderen 505. A lower chamber 530 is formed between the groove guide 555 and the cylinder 505. One or more sealing elements 540 placed between the groove guide 555 and the cylinder 505 ensure a fluid-tight relationship between them. The lower chamber 530 is in fluid communication with the upper chamber 525 through a valve assembly 520. Fluid flows into and out of the lower chamber 530 through a lower port 515 formed in the housing 545. The lower port 515 and the upper port 510 are connected to the valve assembly 520 to form a circuit. The valve assembly 520 may be located near the rigging deck and may be controlled manually or remotely to regulate the fluid pressure in the upper and lower chambers 525, 530, thereby extending or retracting the cylinder 505.

Sylinderen 505 er mekanisk festet til momenthodets 220 hus 105. Som vist på fig. 8, kan det brukes én eller flere bolter 535 for å feste huset 105 til kompensatorapparatet 500.1 tillegg er ett eller flere forspenningselementer 572 plassert på bolten eller boltene 535. Forspenningselementet eller forspenningselementene 572 kompenserer generelt for forskyvning mellom kompensert ngsappara-tet 500 og momenthodet 220. Som vist på fig. 8, omfatter forspenningselementene 572 fjærskiver; andre former for forspenningselementer 572 kan imidlertid tas i bruk så lengde de er i stand til å kompensere for forskyvning mellom kompenseringsapparatet 500 og momenthodet 220. The cylinder 505 is mechanically attached to the housing 105 of the torque head 220. As shown in fig. 8, one or more bolts 535 may be used to attach the housing 105 to the compensator device 500. In addition, one or more biasing elements 572 are placed on the bolt or bolts 535. The biasing element or biasing elements 572 generally compensate for displacement between the compensated ngsapparatus 500 and the torque head 220. As shown in fig. 8, the biasing elements comprise 572 spring washers; however, other forms of biasing elements 572 can be used as long as they are able to compensate for displacement between the compensating device 500 and the torque head 220.

Kompensatorapparatet 500 er nyttig ved tilskruing eller fraskruing av gjengekoplinger mellom rør, herunder gjengekoplinger mellom foringsrørseksjoner. Kompensatorapparatet 500 tillater aksial bevegelse av momenthodet 220 og foringsrøret 585 oppover og nedover i forhold til det toppdrevne rotasjonssystem 200. The compensator device 500 is useful when screwing in or unscrewing threaded connections between pipes, including threaded connections between casing sections. The compensator apparatus 500 allows axial movement of the torque head 220 and the casing 585 up and down relative to the top-driven rotation system 200.

Fig. 9 er et snittriss som illustrerer momenthodet 220 i en nedadutstrakt stilling. Som vist, har sylinderen 505 og momenthodet 220 beveget seg aksialt nedover i forhold til apparathuset 545 og rilledoren 555. Fluid fra det øvre kammer 525 er overført gjennom ventilsammenstillingen 520 (vist på fig. 8) og inn i det nedre kammer 530 og tvinger derved sylinderen 505 aksialt nedover til sylinde rens nedre flate 560 går i kontakt med dorflaten 565.1 denne stilling er momenthodet 220 fullt utstrakt aksialt nedover for å tillate momenthodet 220 å hente opp foringsrøret 585. Deretter beveger momenthodet 220, foringsrøret 585 og sylinderen 505 seg aksialt oppover, som vist på fig. 10. Fig. 10 er et snittriss som illustrerer momenthodet 220 plassert før sammenskruingsoperasjonen. Som vist, har sylinderen 505, momenthodet 220 og foringsrøret 585 beveget seg aksialt oppover i forhold til apparathuset 545 og rilledoren 555. Nærmere bestemt blir fluid fra det nedre kammer 530 overført gjennom ventilsammenstillingen 520 (vist på fig. 8) og inn i det øvre kammer 525 og tvinger derved sylinderen 505 aksialt oppover. I denne stilling kan momenthodet 220 og foringsrø-ret 585 bevege seg aksialt nedover i forhold til det toppdrevne rotasjonssystem under sammenskruingsoperasjonen. Fig. 11 er et snittriss som illustrerer momenthodets 220 plassering etter sammenskruingsoperasjonen. Som vist har sylinderen 505, momenthodet 220 og foringsrøret 585 beveget seg aksialt nedover i forhold til apparathuset 545 og rilledoren 555. Fluid fra det øvre kammer 525 er overført gjennom ventilsammenstillingen 520 og inn i det nedre kammer 530 og tvinger derved sylinderen 505 aksialt nedover i forhold til rilledoren 555. Med andre ord, etter som foringsrøret 585 skrus inn i det nedre foringsrør (ikke vist), kompenseres enhver aksial forskyvning, som for eksempel skyldes gjengeinngrepet, av momenthodets 220 og sylinderens 505 bevegelse og minimerer derved strekkspenning som oppstår mellom momenthodet 220 og det toppdrevne rotasjonssystem 200 (vist på fig. 2) under sammenskruingsoperasjonen. På lignende måte kan fraskruingsprosessen gjennomføres ved omvendt operasjonsrekkefølge som tidligere omtalt vedrørende fig. 9-11. Fig. 9 is a sectional view illustrating the torque head 220 in a downwardly extended position. As shown, the cylinder 505 and the torque head 220 have moved axially downward relative to the housing 545 and the groove guide 555. Fluid from the upper chamber 525 is transferred through the valve assembly 520 (shown in Fig. 8) and into the lower chamber 530 thereby forcing the cylinder 505 axially downwards until the lower surface 560 of the cylinder cleaner contacts the bore surface 565.1 this position, the torque head 220 is fully extended axially downward to allow the torque head 220 to pick up the casing 585. Then the torque head 220, the casing 585 and the cylinder 505 move axially upwards, as shown in fig. 10. Fig. 10 is a sectional view illustrating the torque head 220 positioned before the screwing operation. As shown, the cylinder 505, the torque head 220 and the casing 585 have moved axially upward relative to the housing 545 and the grooved door 555. Specifically, fluid from the lower chamber 530 is transferred through the valve assembly 520 (shown in Fig. 8) and into the upper chamber 525 and thereby forces the cylinder 505 axially upwards. In this position, the torque head 220 and the casing pipe 585 can move axially downwards in relation to the top-driven rotation system during the screwing operation. Fig. 11 is a sectional view illustrating the position of the torque head 220 after the screwing operation. As shown, the cylinder 505, the torque head 220 and the casing 585 have moved axially downward in relation to the housing 545 and the grooved door 555. Fluid from the upper chamber 525 has been transferred through the valve assembly 520 and into the lower chamber 530 thereby forcing the cylinder 505 axially downward in relative to the groove guide 555. In other words, as the casing 585 is screwed into the lower casing (not shown), any axial displacement, such as that due to the thread engagement, is compensated by the movement of the torque head 220 and the cylinder 505, thereby minimizing tensile stress that occurs between the torque head 220 and the top driven rotation system 200 (shown in Fig. 2) during the screwing operation. In a similar way, the unscrewing process can be carried out in the reverse order of operation as previously discussed regarding fig. 9-11.

Dessuten er momenthodet 220 plassert for å sirkulere fluid gjennom hele foringsrørstrengen Okke vist). I denne posisjon kan momenthodet 220 også kompensere for enhver aksial kraft forårsaket av fluidet. I dette henseende kan momenthodet 220 bevege seg aksialt oppover for å frigjøre en oppadrettet aksial kraft skapt av fluidtrykket fra det sirkulerende fluid. Fig. 12 er et snittriss som illustrerer momenthodet 220 i fullt oppadutstrakt stilling. Som vist, har sylinderen 505, momenthodet 220 og foringsrøret 585 beveget seg aksialt oppover i forhold til apparathuset 545 og rilledoren 555. Nærmere bestemt er fluid fra det øvre kammer 525 overført gjennom ventilsammenstillingen 520 og inn i det nedre kammer 530 og tvinger derved sylinderen 505 aksialt oppover til sylinderens øvre flate 575 går i kontakt med husets overflate 580. Dersom holdekilen eller holdekilene 135 i momenthodet 220 setter seg fast på foringsrøret 585 under momenthodets 220 virksomhet, kan en oppadrettet aksial kraft på apparathuset 545 overføres til momenthodet 220 for å frigjøre holdekilene 135 fra foringsrøret 585. Fig. 13 er et snittriss som illustrerer en alternativ utførelse av et kompensatorapparat 600 plassert før sammenskruingsoperasjonen. På lignende måte som beskrevet ovenfor i forbindelse med kompensatorapparatet 500 på fig. 7-12, kompenserer kompensatorapparatet 600 for vekten av forings-rør 685 og tillater momenthodet 220 å bevege seg aksialt mens systemet er i virksomhet. Kompen satorapparatet 600 innbefatter én eller flere fluiddrevne sylindere 605 som mekanisk er festet til momenthodets 220 hus 105. Also, the torque head 220 is positioned to circulate fluid through the entire casing string (Okke shown). In this position, the torque head 220 can also compensate for any axial force caused by the fluid. In this regard, the torque head 220 can move axially upward to release an upward axial force created by the fluid pressure from the circulating fluid. Fig. 12 is a sectional view illustrating the torque head 220 in a fully upwardly extended position. As shown, cylinder 505, torque head 220, and casing 585 have moved axially upward relative to housing 545 and grooved door 555. Specifically, fluid from upper chamber 525 has been transferred through valve assembly 520 and into lower chamber 530, thereby forcing cylinder 505 axially upwards until the upper surface 575 of the cylinder contacts the housing surface 580. If the retaining wedge or retaining wedges 135 in the torque head 220 become stuck on the casing 585 during operation of the torque head 220, an upward axial force on the housing 545 can be transmitted to the torque head 220 to release the retaining wedges 135 from the casing 585. Fig. 13 is a sectional view illustrating an alternative embodiment of a compensator apparatus 600 placed before the screwing operation. In a similar way as described above in connection with the compensator device 500 in fig. 7-12, the compensator apparatus 600 compensates for the weight of casing 685 and allows the torque head 220 to move axially while the system is in operation. The compensator apparatus 600 includes one or more fluid-driven cylinders 605 which are mechanically attached to the housing 105 of the torque head 220.

De fluiddrevne sylindere 605 kan betjenes manuelt eller fjernstyrt. Hver av sylindrene 605 innbefatter en stang 625 som strekker seg inn i huset 105. Som illustrert er den nedre ende av stangen 625 mekanisk festet til en rilledor 655. Fluidsylindrene 605 innbefatter videre en øvre port 610 og en nedre port 615 som står i fluidforbindelse med en ventilsammenstilling 620. Ventilsammenstillingen 620 kan være plassert nær riggdekket og kan betjenes manuelt eller fjernstyrt for å regulere fluidtrykket i sylindrene 605 og derved strekke ut eller trekke inn stengene 625. Utstrekkingen av sylind-renes 605 stenger 625 forskyver momenthodet 220 aksialt oppover i forhold til rilledoren 655. Og motsatt; inntrekkingen av stengene 625 forskyver momenthodet 220 aksialt nedover i forhold til rilledoren 655. The fluid-driven cylinders 605 can be operated manually or remotely. Each of the cylinders 605 includes a rod 625 that extends into the housing 105. As illustrated, the lower end of the rod 625 is mechanically attached to a grooved mandrel 655. The fluid cylinders 605 further include an upper port 610 and a lower port 615 in fluid communication with a valve assembly 620. The valve assembly 620 can be located close to the rigging deck and can be operated manually or remotely to regulate the fluid pressure in the cylinders 605 and thereby extend or retract the rods 625. The extension of the cylinders 605 rods 625 displaces the torque head 220 axially upwards in relation to the rilledoren 655. And opposite; the retraction of the rods 625 displaces the torque head 220 axially downwards in relation to the groove guide 655.

Momenthodets 220 hus 105 er i stand til å bevege seg i forhold til rilledoren 655 i utførelsen vist på fig. 13. Huset 105 er også bevegelig uavhengig av det toppdrevne rotasjonssystem 200. The housing 105 of the torque head 220 is able to move in relation to the slot guide 655 in the embodiment shown in fig. 13. The housing 105 is also movable independently of the top-driven rotation system 200.

Som vist på fig. 13, innbefatter momenthodets 220 hus 105 en huskantflate 695 og en husflate 680. Huskantflaten 695 er operativt i inngrep med rilledoren 655 til dannelse av en momentkopling, og tillater derved overføring av dreiemoment fra det toppdrevne rotasjonssystem 200 (vist på fig. 2) gjennom kompensatorapparatet 600 til momenthodet 220. Momentkoplingen opprettholdes gjennom hele den aksiale forskyvning av momenthodet 220. Med andre ord kan et dreiemoment over-føres fra det toppdrevne rotasjonssystem 200 til momenthodet 220 gjennom hele operasjonen, innbefattet sammenskruingen og boreoperasjonen. Momentkoplingen kan være oppbygd og tildannet av et rillearrangement som vist, et fjær-og-not-arrangement, eller hvilken som helst annen type momentkopling kjent innenfor faget. As shown in fig. 13, the housing 105 of the torque head 220 includes a housing edge surface 695 and a housing surface 680. The housing edge surface 695 is operatively engaged with the grooved bearing 655 to form a torque coupling, thereby allowing the transmission of torque from the top-driven rotation system 200 (shown in FIG. 2) through the compensator apparatus 600 to the torque head 220. The torque coupling is maintained throughout the axial displacement of the torque head 220. In other words, a torque can be transferred from the top-driven rotation system 200 to the torque head 220 throughout the entire operation, including the screwing and drilling operation. The torque coupling may be constructed and formed by a groove arrangement as shown, a tongue and groove arrangement, or any other type of torque coupling known in the art.

Som illustrert på fig. 13, kan momenthodet 220 bevege seg aksialt opp eller ned, avhengig av den ønskede funksjon for kompensatorapparatet 600. Momenthodet 220 kan i denne tilstand brukes til å kople foringsrøret 685 til en påfølgende streng av foringsrør (ikke vist) under sammenskruingsoperasjonen. Deretter kan momenthodet 220 bevege seg aksialt nedover som illustrert på fig. 14. As illustrated in fig. 13, the torque head 220 can move axially up or down, depending on the desired function of the compensator apparatus 600. The torque head 220 in this condition can be used to connect the casing 685 to a subsequent string of casing (not shown) during the bolting operation. Then the torque head 220 can move axially downwards as illustrated in fig. 14.

Fig. 14 er et snittriss som illustrerer momenthodet 220 i helt nedadutstrakt stilling, hvilken er den typiske stilling for momenthodet 220 etter sammenskruingsoperasjonen. Som vist, har sylinders-tangen eller sylinderstengene 625 trukket seg tilbake og påvirket momenthodet 220 og foringsrøret 685 til å bevege seg aksialt nedover i forhold til rilledoren 655 til en dorflate 665 går i kontakt med husflaten 680. Fluid fra den øvre port 610 blir overført gjennom ventilsammenstillingen 620 (vist på fig. 13) og inn i den nedre port 615, og tvinger derved stangen 625 aksialt oppover i forhold til rilledoren 655. Med andre ord, idet foringsrøret 685 skrus inn i det påfølgende nedre foringsrør (ikke vist), blir enhver aksial nedoverbevegelse som skyldes sammenskruingsinngrepet, kompensert av den nedad rettede forskyvning av momenthodet 220 og sylinderen eller sylindrene 605 og minimerer derved strekkspenning som oppstår mellom momenthodet 220 og det toppdrevne rotasjonssys tem 200 (vist på fig. 2) under sammenskruingsoperasjonen. På lignende måte kan fraskruing av gjengeforbindelsen gjennomføres ved å utføre operasjonen i omvendt rekkefølge. Fig. 14 is a sectional view illustrating the torque head 220 in a completely downwardly extended position, which is the typical position for the torque head 220 after the screwing operation. As shown, the cylinder pin or rods 625 have retracted and actuated the torque head 220 and casing 685 to move axially downward relative to the grooved port 655 until a dovetail surface 665 contacts the housing surface 680. Fluid from the upper port 610 is transferred through the valve assembly 620 (shown in Fig. 13) and into the lower port 615, thereby forcing the rod 625 axially upward relative to the groove guide 655. In other words, as the casing 685 is screwed into the subsequent lower casing (not shown), any axial downward movement resulting from the screwing operation is compensated for by the downward displacement of the torque head 220 and cylinder or cylinders 605 thereby minimizing tensile stress that occurs between the torque head 220 and the top-driven rotary system 200 (shown in Fig. 2) during the screwing operation. In a similar way, unscrewing the threaded connection can be carried out by performing the operation in reverse order.

Som illustrert på fig. 14, er momenthodet 220 helt utstrakt. I dette arrangement er momenthodet 220 plassert for å sirkulere fluid gjennom hele foringsrørstrengen (ikke vist). I denne stilling kan As illustrated in fig. 14, the torque head 220 is fully extended. In this arrangement, the torque head 220 is positioned to circulate fluid throughout the casing string (not shown). In this position can

momenthodet 220 også kompensere for enhver aksial kraft forårsaket av fluidet. I dette henseende kan momenthodet 220 bevege seg aksialt oppover for å avlaste en oppadrettet aksial kraft skapt av fluidtrykket fra det sirkulerende fluid. Dessuten kan det helt ustrakte momenthode 220 benyttes til å hente opp et annet foringsrør lignende foringsrøret 685. Deretter kan momenthodet 220 og forings-røret 685 bevege seg aksialt oppover som vist på fig. 15. Fig. 15 er et snittriss som illustrerer momenthodet 220 i helt oppadutstrakt stilling. Som vist, har stangen 625 strukket seg ut og derved fått momenthodet 220 og foringsrøret 685 til å bevege seg aksialt oppover i forhold til rilledoren 655. Fluid fra den nedre port 615 er overført gjennom ventilsammenstillingen 620 (vist på flg. 13) og inn i den øvre port 610, og strekker derved stangen 625 inn i sylinderen 605. Fig. 16 er et isometrisk oppriss som illustrerer den foretrukne utførelse av kompenseringsapparatet 600. Som det tydelig er vist, er et flertall sylindere 605 stivt festet til momenthodets 220 hus 105. Som det videre er vist, er rilledoren 655 i inngrep med huskantflaten 695. the torque head 220 also compensates for any axial force caused by the fluid. In this regard, the torque head 220 can move axially upward to relieve an upward axial force created by the fluid pressure from the circulating fluid. In addition, the completely unstretched torque head 220 can be used to pick up another casing similar to the casing 685. Then the torque head 220 and the casing 685 can move axially upwards as shown in fig. 15. Fig. 15 is a sectional view illustrating the torque head 220 in a fully extended upward position. As shown, rod 625 has extended thereby causing torque head 220 and casing 685 to move axially upward relative to groove guide 655. Fluid from lower port 615 is transferred through valve assembly 620 (shown in Fig. 13) and into the upper port 610, thereby extending the rod 625 into the cylinder 605. Fig. 16 is an isometric elevation illustrating the preferred embodiment of the compensating apparatus 600. As is clearly shown, a plurality of cylinders 605 are rigidly attached to the housing 105 of the torque head 220. As further shown, the groove guide 655 engages the housing edge surface 695.

I utførelsene vist på fig. 7-16 kan kompensatorapparatet 500, 600 benyttes for å kompensere når det bores med foringsrør, så vel som under tilskruing og/eller fraskruing av gjengeforbindelser mellom foringsrørseksjoner og/eller foringsrørstrenger. Kompensatorapparatet 500, 600 vist og beskrevet i forbindelse med fig. 7-16 kan brukes når sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 vist og beskrevet i forbindelse med fig. 1-6 blir brukt for å gjennomføre en operasjon med boring med fo-ringsrør. In the embodiments shown in fig. 7-16, the compensator apparatus 500, 600 can be used to compensate when drilling with casing, as well as during screwing and/or unscrewing of threaded connections between casing sections and/or casing strings. The compensator apparatus 500, 600 shown and described in connection with fig. 7-16 can be used when the circulation and cementing tool 2 shown and described in connection with fig. 1-6 are used to carry out an operation with drilling with casing.

Fig. 17 viser en strekkbelastningsisolerende løfte klave 800 ifølge ett aspekt ved den herværende oppfinnelse. Den belastningsisolerende løfteklave 800 kan brukes for å isolere en strekkbelastning fra en toppdrevet-rotasjonssystem-kopling 720. Fig. 17 shows a tensile load isolating lifting clamp 800 according to one aspect of the present invention. The load isolating lifting clamp 800 can be used to isolate a tensile load from a top drive rotary system coupling 720.

Den belastningsisolerende løfteklave 800 kan benyttes for å isolere strekkbelastning fra koplingen i det toppdrevne rotasjonssystem når gripehodet 220 eller 11 og tilknyttet sirkulasjons- og semente-ringsverktøy 2 vist og beskrevet i forbindelse med fig. 1-6 benyttes. I tillegg kan den belastningsisolerende løfteklave 800 benyttes sammen med kompensatorapparatet 500 eller 600 vist og beskrevet i forbindelse med Fig. 7-16. The load-isolating lifting clamp 800 can be used to isolate tensile load from the coupling in the top-driven rotation system when the gripping head 220 or 11 and associated circulation and cementing tool 2 shown and described in connection with fig. 1-6 are used. In addition, the load isolating lifting clamp 800 can be used together with the compensator device 500 or 600 shown and described in connection with Fig. 7-16.

Den belastningsisolerende løfteklave 800 kan brukes sammen med et toppdrevet rotasjonssystem som vist på fig. 17. Systemet innbefatter et toppdrevet rotasjonssystem 710, et gripehode 730 og den belastningsisolerende løfteklave 800. Det toppdrevne rotasjonssystem 710 kan være hvilket som helst egnet toppdrevet rotasjonssystem som er kjent for en vanlig fagmann på området. Den hule aksel 715, eller dor, forbinder det toppdrevne rotasjonssystem 710 og gripehodet 730 med hverandre og danner derved toppdrevet-rotasjonssystem-koplingen 720. Hva denne angår, kan dreiemoment overføres fra det toppdrevne rotasjonssystem 710 til gripehodet 730. Gripehodet 730 er vist mens det griper et rør 705, slik som et foringsrør. The load-isolating lifting clamp 800 can be used in conjunction with a top-driven rotation system as shown in fig. 17. The system includes a top-driven rotation system 710, a gripper head 730 and the load-isolating lifting claw 800. The top-driven rotation system 710 may be any suitable top-driven rotation system known to one of ordinary skill in the art. The hollow shaft 715, or mandrel, connects the top drive rotation system 710 and the gripper head 730 to each other, thereby forming the top drive rotation system coupling 720. In this regard, torque can be transmitted from the top drive rotation system 710 to the gripper head 730. The gripper head 730 is shown while grips a tube 705, such as a casing.

Gripehodet 730 kan være et utvendig gripehode slik som et momenthode, et innvendig gripehode slik som et spyd, eller hvilket som helst egnet gripehode kjent for en vanlig fagmann på området. Et eksempel på et egnet momenthode er beskrevet i amerikansk patentsøknad nr. 09/550,721, inngitt 17. april 2000 med tittelen "Top Drive Casing System" (foringssystem med toppdrevet rotasjonssystem), som ovenfor ble innbefattet gjennom henvisning. Fig. 17 illustrerer et annet eksempel på et egnet momenthode 730. Som vist innbefatter momenthodet 730 et hus 732 og et koplingsstykke 734 som skal kople momenthodet 730 til den hule aksel 715 i det toppdrevne rotasjonssystem 710. Momenthodet 730 kan være utstyrt med ett eller flere gripeelementer 736 som skal holde foringsrø-ret 705. The gripper head 730 may be an external gripper head such as a torque head, an internal gripper head such as a spear, or any suitable gripper head known to one of ordinary skill in the art. An example of a suitable torque head is described in US Patent Application No. 09/550,721, filed April 17, 2000, entitled "Top Drive Casing System", which is hereinabove incorporated by reference. Fig. 17 illustrates another example of a suitable torque head 730. As shown, the torque head 730 includes a housing 732 and a coupling piece 734 which should connect the torque head 730 to the hollow shaft 715 in the top-driven rotation system 710. The torque head 730 can be equipped with one or more gripping elements 736 which will hold the casing pipe 705.

Momenthodet 730 kan også innbefatte et oppfyllings- og sirkulasjonsverktøy 740 som skal sirkulere borefluid. Sirkulasjonsverktøyet 740 er vist med en ende festet til momenthodet 730 og en ende ført inn i foringsrøret 705. Sirkulasjonsverktøyet 740 kan innbefatte ett eller flere tetningselementer 743 for å avtette et indre rom i foringsrøret 705 for å sirkulere fluid eller slam. Aspekter ved den herværende oppfinnelse kan brukes sammen med hvilket som helst oppfyllings- og sirkulasjons-verktøy kjent for en vanlig fagmann på området. I én utførelse kan oppfyllings- og sirkulasjonsverk-tøyet 740 innbefatte sirkulasjons- og sementeringsverktøyet 2 vist og beskrevet i forbindelse med fig. 1-16. The torque head 730 can also include a filling and circulation tool 740 which will circulate drilling fluid. The circulation tool 740 is shown with one end attached to the torque head 730 and one end inserted into the casing 705. The circulation tool 740 may include one or more sealing elements 743 to seal an internal space in the casing 705 to circulate fluid or mud. Aspects of the present invention may be used in conjunction with any filling and circulation tool known to one of ordinary skill in the art. In one embodiment, the filling and circulation tool 740 may include the circulation and cementing tool 2 shown and described in connection with fig. 1-16.

Den belastningsisolerende løfteklave 800 kan være opphengt via bøyler 750 i øyne 716 på det toppdrevne rotasjonssystem 710.1 én utførelse er løfteklaven 800 koplet til bøylene 750 via festeelementer 805, slik som kroker eller øyne. Festeelementene 805 er forbundet med løfteklavens 800 isolatorlegeme 810. The load-isolating lifting claw 800 can be suspended via hoops 750 in eyes 716 on the top-driven rotation system 710. In one embodiment, the lifting claw 800 is connected to the hoops 750 via fastening elements 805, such as hooks or eyes. The fastening elements 805 are connected to the insulating body 810 of the lifting clamp 800.

Fig. 18 er et tverrsnittsoppriss av løfteklaven 800 ifølge aspekter ved den herværende oppfinnelse. Som illustrert på fig. 18, avgrenser isolatorlegemet 810 en første åpning 813 i den ene ende for å holde et momentlegeme 820. Isolatorlegemet 810 har også en andre åpning 814 i en annen ende for å gi rom for foringsrøret 705. En diameter i den første åpning 813 er fortrinnsvis større enn en diameter i den andre åpning 814.1 én utførelse angir isolatorlegemet 800 to bueformede partier 811, 812 som er hengslet sammen og hengslende kan åpnes fra i det minste den ene side av løf-teklaven 800. Fig. 18 is a cross-sectional elevation of the lifting claw 800 according to aspects of the present invention. As illustrated in fig. 18, the insulator body 810 defines a first opening 813 at one end to hold a torque body 820. The insulator body 810 also has a second opening 814 at another end to accommodate the casing 705. A diameter in the first opening 813 is preferably larger than a diameter in the second opening 814. In one embodiment, the insulator body 800 defines two arc-shaped parts 811, 812 which are hinged together and can be hingedly opened from at least one side of the lifting valve 800.

I én utførelse angir momentlegemet 820 en holdekileskål 820. Holdekileskålen 820 er konsentrisk plassert i den første åpning 813 i isolatorlegemet 810. Holdekileskålen 820 angir fortrinnsvis to partier 821, 822 som er hengslet sammen til dannelse av et ringformet element. Holdekileskålen 820 angir videre en konisk boring 824 som er konsentrisk med holdekileskålen 820. Den koniske boring 824 smalner av nedover for å støtte én eller flere holdekiler 840. Hver holdekile 840 angir et buet, kileformet parti som har en rett fremre flate og en skrånende bakre flate som passer til den koniske boring 824 i holdekileskålen 820. Holdekilene 840 kan være montert med innbyrdes avstand rundt holdekileskålen 820 med den fremre flate nærmest boringens 824 midtakse. Holde-kilens 840 fremre flate kan innbefatte én eller flere innsatser 845 som skal gripe foringsrøret 705.1 en annen utførelse kan den avsmalnede overflate i den koniske boring 824 innbefatte en avsmal-net skulder 826, som vist på fig. 18, for å begrense holdekilenes 840 nedoverbevegelse i forhold til holdekileskålen 820. In one embodiment, the torque body 820 indicates a holding wedge cup 820. The holding wedge cup 820 is concentrically placed in the first opening 813 in the insulator body 810. The holding wedge cup 820 preferably indicates two parts 821, 822 which are hinged together to form an annular element. The retaining wedge cup 820 further defines a tapered bore 824 concentric with the retaining wedge cup 820. The tapered bore 824 tapers downward to support one or more retaining wedges 840. Each retaining wedge 840 defines a curved, wedge-shaped portion having a straight front surface and a sloping rear surface that fits the conical bore 824 in the retaining wedge cup 820. The retaining wedges 840 may be mounted spaced around the retaining wedge cup 820 with the front surface closest to the center axis of the bore 824. The front surface of the retaining wedge 840 may include one or more inserts 845 that will grip the casing 705. In another embodiment, the tapered surface of the conical bore 824 may include a tapered shoulder 826, as shown in fig. 18, to limit the downward movement of the retaining wedges 840 relative to the retaining wedge cup 820.

Holdekilene 840 kan forskyves aksialt inne i holdekileskålen 820, fortrinnsvis av én eller flere stem-pelsylindersammenstiIlinger (ikke vist) festet til det øvre parti av holdekilene 840. Nærmere bestemt er holdekilene 820 i én utførelse festet til en ring (ikke vist) som har sylindrer (ikke vist) som beveger holdekilene 820. The retaining wedges 840 can be displaced axially within the retaining wedge cup 820, preferably by one or more piston-cylinder assemblies (not shown) attached to the upper portion of the retaining wedges 840. More specifically, the retaining wedges 820 in one embodiment are attached to a ring (not shown) having cylinders (not shown) which moves the retaining wedges 820.

Holdekileskålen 820 bæres i løfteklaven 800 ved bruk av en lagersammenstilling 830. Lagersammenstillingen 830 kan innbefatte ett eller flere lagre 835 plassert mellom to lagerkranser 831, 832.1 én utførelse er lagersammenstillingen 830 plassert mellom holdekileskålen 820 og isolatorlegemet 810. En første lagerkrans 831 er fortrinnsvis plassert på et nedre parti av holdekileskålen 820, og en andre lagerkrans 832 er plassert på en indre flate av isolatorlegemet 810. Lagersammenstillingen 830 er tilpasset og utformet til å tillate holdekileskålen 820 å rotere i forhold til isolatorlegemet 810.1 tillegg er lagersammenstillingen 830 tilpasset og utformet til å overføre aksial belastning fra holdekileskålen 820 til isolatorlegemet 810.1 dette henseende virker lagersammenstillingen 830 både som et aksiallager og et radiallager. Isolatorlegemet 810 overfører i sin tur den aksiale belastning til bøylene 750. På denne måte kan strekkbelastning isoleres fra toppdrevet-rotasjonssystem-koplingen 720 eller momenthodet 730 under drift. Aspekter ved den herværende oppfinnelse omfatter andre egnede typer lagersammenstillinger eller belastningsoverførende elementer som er kjent for en vanlig fagmann på området, så lenge det belastningsoverførende element er i stand til å overføre strekkbelastning fra holdekileskålen 820 til isolatorlegemet 810 mens det tillater rotasjon i forhold til dette. The retaining wedge cup 820 is carried in the lifting claw 800 using a bearing assembly 830. The bearing assembly 830 may include one or more bearings 835 located between two bearing rings 831, 832. In one embodiment, the bearing assembly 830 is located between the retaining wedge cup 820 and the insulator body 810. A first bearing ring 831 is preferably placed on a lower portion of the retaining wedge cup 820, and a second bearing race 832 is located on an inner surface of the insulator body 810. The bearing assembly 830 is adapted and designed to allow the retaining wedge cup 820 to rotate relative to the insulator body 810. In addition, the bearing assembly 830 is adapted and designed to transfer axial load from the retaining wedge cup 820 to the insulator body 810.1 in this respect the bearing assembly 830 acts as both an axial bearing and a radial bearing. The isolator body 810 in turn transfers the axial load to the stirrups 750. In this way, tensile load can be isolated from the top drive rotation system coupling 720 or the torque head 730 during operation. Aspects of the present invention include other suitable types of bearing assemblies or load-transmitting elements known to one of ordinary skill in the art, as long as the load-transmitting element is capable of transferring tensile load from the retaining wedge cup 820 to the insulator body 810 while allowing rotation relative thereto.

Bøylene 750 i det toppdrevne rotasjonssystem kan forsøke å vri seg under rotasjon; bøylene 750 kan derfor festes stivt til det toppdrevne rotasjonssystems skinne eller legeme (eller hvilket som helst annet ikke-roterende legeme). Et holdesystem (ikke vist) kan være festet til isolatorlegemet 810 og gli på de samme skinner (eller andre ikke-roterende elementer) som det toppdrevne rotasjonssystem 710 (eller hvilket som helst annet ikke-roterende legeme) for å hindre vridning av bøy-lene 750 og ta opp reaksjonsmomentet når foringsrøret 705 roteres. Holdesystemet er i én utførel-se avtakbart. The hoops 750 of the top-driven rotation system may attempt to twist during rotation; the hoops 750 can therefore be rigidly attached to the rail or body (or any other non-rotating body) of the top-driven rotary system. A retaining system (not shown) may be attached to the isolator body 810 and slide on the same rails (or other non-rotating members) as the top-driven rotation system 710 (or any other non-rotating body) to prevent twisting of the hoops 750 and record the reaction moment when casing 705 is rotated. The holding system is removable in one version.

I en annen utførelse kan det brukes et flertall lagerelementer for å isolere strekkbelastning fra koplingen i det toppdrevne rotasjonssystem. En eller flere radiallagersammenstillinger kan være plassert i det ringformede område mellom isolatorlegemet 810 og holdekileskålen 820. Radiallager sammenstillingene tillater holdekileskålen 820 å rotere i forhold til isolatorlegemet 810.1 tillegg kan det være plassert én eller flere aksiallagersammenstillinger i et nedre parti av holdekileskålen 820 mellom holdekileskålen 820 og isolatorlegemet 810. Aksiallagersammenstillingen kan overføre belastningen på holdekileskålen 820 til isolatorlegemet 810. In another embodiment, a plurality of bearing elements may be used to isolate tensile stress from the coupling in the top-driven rotation system. One or more radial bearing assemblies may be located in the annular area between the insulator body 810 and the retaining wedge cup 820. The radial bearing assemblies allow the retaining wedge cup 820 to rotate relative to the insulator body 810. In addition, one or more axial bearing assemblies may be located in a lower portion of the retaining wedge cup 820 between the retaining wedge cup 820 and the insulator body 810. The thrust bearing assembly can transfer the load on the retaining wedge cup 820 to the insulator body 810.

Under drift kan løfteklaven 800 ifølge aspekter ved den herværende oppfinnelse brukes for å isolere strekkbelastningen fra momenthodet 730 og toppdrevet-rotasjonssystem-koplingen 720. Det vises til fig. 17, hvor det er vist et toppdrevet rotasjonssystem som har et momenthode 730 koplet til det toppdrevne rotasjonssystem 710. Det er også vist en løfteklave 800 som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem 710. Foringsrøret 705 er vist grepet av momenthodets 730 gripeelementer 736 og elevatorens 800 holdekiler 840.1 tillegg er et oppfyllings- og sirkula-sjonsverktøy 740 ført inn i foringsrøret 705. During operation, the lifting clamp 800 according to aspects of the present invention can be used to isolate the tensile load from the torque head 730 and the top drive rotation system coupling 720. Referring to FIG. 17, where a top-driven rotation system is shown having a torque head 730 coupled to the top-driven rotation system 710. Also shown is a lifting claw 800 operatively connected to the top-driven rotation system 710. The casing 705 is shown gripped by the torque head 730's gripping elements 736 and the elevator's 800 holding wedges 840.1 addition is a filling and circulation tool 740 introduced into the casing 705.

I denne stilling blir strekkbelastningen fra foringsrøret 705 overført til holdekileskålen 820. Strekkbelastningen blir igjen overført fra holdekileskålen 820 til isolatorlegemet 810 via lagersammenstillingen 830, og blir deretter overført til bøylene 750.1 dette henseende blir strekkbelastningen i det vesentlige overført bort fra momenthodet 730. In this position, the tensile load from the casing 705 is transferred to the retaining wedge cup 820. The tensile load is again transferred from the retaining wedge cup 820 to the insulator body 810 via the bearing assembly 830, and is then transferred to the hoops 750.1 In this respect, the tensile load is essentially transferred away from the torque head 730.

Når det toppdrevne rotasjonssystem 710 er aktivert, blir dreiemoment fra det toppdrevne rotasjonssystem 710 overført til momenthodet 730 og roterer derved foringsrøret 705. Foringsrørets 705 rotasjon påvirker også holdekilene 840 og holdekileskålen 820 til å rotere. Under drift holder bøyle-ne 750 og det avtakbare holdesystem som er knyttet til de skinner som det toppdrevne rotasjonssystem 710 glir langs, elevatoren 800 på en i det vesentlige ikke-roterbar måte i forhold til holdekileskålen 820. Lagersammenstillingen 830 tillater holdekilene 840 og holdekileskålen 820 å rotere i forhold til isolatorlegemet 810. På denne måte kan strekkbelastning isoleres fra momenthodet 730 og tillater derved momenthodet 730 å rotere en tyngre streng av foringsrør 705. When the top driven rotation system 710 is activated, torque from the top driven rotation system 710 is transmitted to the torque head 730 and thereby rotates the casing 705. The rotation of the casing 705 also affects the retaining wedges 840 and the retaining wedge cup 820 to rotate. In operation, the hoops 750 and the removable retaining system associated with the rails along which the top-driven rotation system 710 slides, hold the elevator 800 in a substantially non-rotatable manner relative to the retaining wedge cup 820. The bearing assembly 830 allows the retaining wedges 840 and the retaining wedge cup 820 to rotate relative to the insulator body 810. In this way, tensile stress can be isolated from the torque head 730 thereby allowing the torque head 730 to rotate a heavier string of casing 705.

Momenthodet 730 kan innbefatte kompensatorapparatet 500 vist og beskrevet i forbindelse med fig. 7-12 ovenfor eller kompensatorapparatet 600 vist og beskrevet i forbindelse med fig. 13-16 ovenfor. Når kompensatorapparatet 500 eller 600 benyttes sammen med momenthodet 730, tillater kompensatorapparatet 500 eller 600 frigjøring fra holdekilene 840 når foringsrøret 705 bæres av et gripeklo/holdekilesystem ved riggdekket. The torque head 730 may include the compensator device 500 shown and described in connection with fig. 7-12 above or the compensator device 600 shown and described in connection with fig. 13-16 above. When the compensator device 500 or 600 is used in conjunction with the torque head 730, the compensator device 500 or 600 allows release from the retaining wedges 840 when the casing 705 is carried by a grab claw/retaining wedge system at the rig deck.

Ifølge et annet aspekt kan en isolatoradapter 900 være koplet til et toppdrevet rotasjonssystem 910 for å isolere strekkbelastning fra det toppdrevne rotasjonssystems 910 hule aksel 915, som vist på fig. 19. Isolatoradapteren 900 kan også overføre dreiemoment til et boreapparat 920 festet nedenfor den. Det skal forstås at boreapparatet 920 kan innbefatte hvilket som helst egnet apparat som typisk er festet til et toppdrevet rotasjonssystem, herunder, men ikke begrenset til, et momenthode, et spyd, og en rørlengdekompensator, så vel som rør slik som foringsrør og borerør, slik det er kjent for en vanlig fagmann på området. Et sporsystem (ikke vist) kan inngå sammen med systemet på fig. 19, hvilket glir på skinnene (eller hvilket som helst annet ikke-roterende element) i det toppdrevne rotasjonssystem 910 (eller hvilket som helst annet ikke-roterende legeme) forbundet med isolatorlegemet 950 for å motvirke reaksjonsmomentet som overføres via lagrene 955 og 960. According to another aspect, an isolator adapter 900 may be coupled to a top drive rotation system 910 to isolate tensile stress from the top drive rotation system 910 hollow shaft 915, as shown in FIG. 19. The insulator adapter 900 can also transmit torque to a drill 920 attached below it. It should be understood that the drilling apparatus 920 may include any suitable apparatus typically attached to a top-driven rotary system, including, but not limited to, a torque head, a spade, and a pipe length compensator, as well as tubing such as casing and drill pipe, such it is known to one of ordinary skill in the art. A track system (not shown) can be included together with the system of fig. 19, which slides on the rails (or any other non-rotating member) of the top-drive rotation system 910 (or any other non-rotating body) connected to the insulator body 950 to counteract the reaction torque transmitted via the bearings 955 and 960.

Isolatoradapteren 900 innbefatter et momentlegeme 925 som er plassert konsentrisk i isolatorlegemet 950. Momentlegemet 925 angir et øvre legeme 930 som er plassert i det minste delvis i et nedre legeme 940. Det øvre legeme 930 er koplet til det nedre legeme 940 ved bruk av en rille-og-spor-forbindelse 937 (spline and groove connection); hvilken som helst egnet rille-og-spor-sammenstilling kjent for en vanlig fagmann på området. En seksjon av rille-og-spor på det nedre legeme er vist som 945. The insulator adapter 900 includes a torque body 925 that is positioned concentrically within the insulator body 950. The torque body 925 defines an upper body 930 that is located at least partially in a lower body 940. The upper body 930 is connected to the lower body 940 using a groove -and-groove connection 937 (spline and groove connection); any suitable groove-and-slot assembly known to one of ordinary skill in the art. A groove-and-groove section of the lower body is shown as 945.

Et øvre parti av momentlegemet 925 innbefatter en første kopling 931 for tilkopling til den hule aksel 915, og et nedre parti innbefatter en andre kopling 941 for tilkopling til boreapparatet 920.1 én utførelse er den første og den andre kopling 931, 941 gjengekoplinger. Den andre kopling 941 har fortrinnsvis større gjengekopling enn den første kopling 931. Momentlegemet 925 avgrenser en gjennomgående boring 926 for fluidforbindelse mellom det toppdrevne rotasjonssystem 910 og boreapparatet 920. En eller flere tetninger 975 kan være plassert mellom det øvre legeme 930 og momentlegemet 925 for å hindre lekkasje. An upper part of the torque body 925 includes a first coupling 931 for connection to the hollow shaft 915, and a lower part includes a second coupling 941 for connection to the drilling apparatus 920. In one embodiment, the first and the second coupling 931, 941 are threaded connections. The second coupling 941 preferably has a larger thread coupling than the first coupling 931. The torque body 925 defines a through bore 926 for fluid connection between the top-driven rotation system 910 and the drilling apparatus 920. One or more seals 975 may be located between the upper body 930 and the torque body 925 to prevent leakage.

Isolatorlegemet 950 angir et ringformet element som har en gjennomgående sentral åpning 951. Momentlegemet 925 er plassert koaksialt gjennom isolatorlegemets 950 sentrale åpning 951. Isolatorlegemet 950 er operativt koplet til det toppdrevne rotasjonssystem 910 ved bruk av i det minste to bøyler 985. Den ene ende av bøylene 985 er koplet til krokene eller øynene 980 på det toppdrevne rotasjonssystem 910, mens den andre ende er koplet til festeelementene 990 på isolatorlegemet 950. The isolator body 950 denotes an annular member having a through central opening 951. The torque body 925 is positioned coaxially through the isolator body 950 central opening 951. The isolator body 950 is operatively coupled to the top driven rotation system 910 using at least two hoops 985. One end of the hoops 985 are connected to the hooks or eyes 980 of the top-driven rotation system 910, while the other end is connected to the fastening elements 990 of the insulator body 950.

Isolatoradapteren 900 kan videre innbefatte én eller flere lagersammenstiIlinger 955, 960 for tilkopling av momentlegemet 925 til isolatorlegemet 950. Som vist på fig. 19, kan en aksiallagersam-menstilling 955 være plassert mellom en flens 927 på momentlegemet 925 og isolatorlegemet 950. Aksiallagersammenstillingen 955 er tilpasset og utformet til å overføre strekkbelastning eller aksial-belastning fra momentlegemet 925 til isolatorlegemet 950. Aksiallagersammenstillingen 955 kan innbefatte hvilken som helst egnet lagersammenstilling, slik som en rullelagersammenstilling, eller belastningsoverførende apparat kjent for en vanlig fagmann på området. The insulator adapter 900 can further include one or more bearing assemblies 955, 960 for connecting the torque body 925 to the insulator body 950. As shown in fig. 19, a thrust bearing assembly 955 may be located between a flange 927 on the torque body 925 and the insulator body 950. The thrust bearing assembly 955 is adapted and designed to transfer tensile or axial load from the torque body 925 to the insulator body 950. The thrust bearing assembly 955 may include any suitable bearing assembly, such as a roller bearing assembly, or load transmitting apparatus known to one of ordinary skill in the art.

En eller flere radiallagersammenstillinger 960 kan være plassert i det ringformede område mellom momentlegemet 925 og isolatorlegemet 950. Radiallagersammenstillingene 960 er tilpasset og utformet til å lette rotasjon av momentlegemet 925 i forhold til isolatorlegemet 950. Som vist, kan radiallagersammenstillingene 960 være skilt fra hverandre av et avstandselement 963. En låsering 966 eller hvilket som helst annet egnet holdemiddel brukes for å holde inne lagersammenstillingene 960 i isolatorlegemet 950. Det skal forstås at en lagersammenstilling som virker både som et aksiallager og som et radiallager, slik som lagersammenstillingen beskrevet i løfteklaveutførelsen ovenfor, kan brukes uten at man går ut over den herværende oppfinnelses aspekter. One or more radial bearing assemblies 960 may be located in the annular region between the torque body 925 and the insulator body 950. The radial bearing assemblies 960 are adapted and designed to facilitate rotation of the torque body 925 relative to the insulator body 950. As shown, the radial bearing assemblies 960 may be separated from each other by a spacer 963. A lock ring 966 or any other suitable retaining means is used to retain the bearing assemblies 960 in the insulator body 950. It should be understood that a bearing assembly that acts both as an axial bearing and as a radial bearing, such as the bearing assembly described in the lifting claw embodiment above, may are used without going beyond the aspects of the present invention.

Under drift er isolatoradapteren 900 plassert mellom det toppdrevne rotasjonssystem 910 og boreapparatet 920. Det øvre legeme 930 er koplet til den hule aksel 915, mens det nedre legeme 940 er koplet til boreapparatet 920. Isolatorlegemet 950 er operativt forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem 910 ved bruk av bøylene 985. Siden bøylene 985 er av en forhåndsbestemt lengde, tillater rille-og-spor-forbindelsen 937 det øvre legeme 930 å bevege seg aksialt i forhold til det nedre legeme 940 for å kompensere for den aksiale avstand som er nødvendig for å gjengekople det øvre legeme 930 til det toppdrevne rotasjonssystem 910. Når disse er koplet sammen, blir strekkbelastningen på boreapparatet 920 overført til det nedre legeme 940 som i sin tur overfører belastningen til isolatorlegemet 950 via aksiallagersammenstillingen 955. Strekkbelastningen blir til slutt overført til bøylene 985.1 dette henseende er strekkbelastningen isolert fra det toppdrevne rotasjonssystems 910 hule aksel 915. Ifølge et annet aspekt kan det valgfritt føyes inn et universal-ledd Okke vist) mellom hulakselgjengene 931 og legemet 930 for å tillate tilkopling av røret til gjengene 941 og/eller for å tillate gripeanordningen (ikke vist) å gripe foringsrøret eller røret når dette er plassert utenfor brønnsenteret. In operation, the isolator adapter 900 is positioned between the top-driven rotation system 910 and the drilling apparatus 920. The upper body 930 is coupled to the hollow shaft 915, while the lower body 940 is coupled to the drilling apparatus 920. The isolator body 950 is operatively connected to the top-driven rotation system 910 in use of the shackles 985. Since the shackles 985 are of a predetermined length, the groove-and-slot connection 937 allows the upper body 930 to move axially relative to the lower body 940 to compensate for the axial distance necessary to thread the upper body 930 to the top-driven rotation system 910. When these are coupled together, the tensile load on the drill 920 is transferred to the lower body 940 which in turn transfers the load to the insulator body 950 via the thrust bearing assembly 955. The tensile load is finally transferred to the hoops 985.1 in this regard is the tensile load isolated from the top driven rotation system 910 hollow shaft 915. According to another aspect, a universal joint (not shown) can optionally be inserted between the hollow shaft threads 931 and the body 930 to allow connection of the pipe to the threads 941 and/or to allow the gripping device (not shown) to grip the casing or pipe when located outside the well center.

Isolatoradapteren 900 kan også overføre dreiemoment fra det toppdrevne rotasjonssystem 910 til boreapparatet 920. Dreiemomentet blir innledningsvis overført fra den hule aksel 915 til det øvre legeme 930 gjennom gjengekoplingen 931. Deretter blir dreiemomentet overført til det nedre legeme 940 via rille-og-spor-forbindelsen 937. Det nedre legeme 940 overfører deretter dreiemomentet til boreapparatet 920 via en gjengkopling 941 og roterer derved boreapparatet 920. The insulator adapter 900 can also transmit torque from the top-driven rotation system 910 to the drilling apparatus 920. The torque is initially transmitted from the hollow shaft 915 to the upper body 930 through the threaded coupling 931. Then the torque is transmitted to the lower body 940 via the groove-and-groove connection 937. The lower body 940 then transfers the torque to the drilling apparatus 920 via a threaded connection 941 and thereby rotates the drilling apparatus 920.

En fordel med den herværende oppfinnelse er at eksisterende toppdrevne rotasjonssystemer kan etterutstyres for å håndtere høyere strekkbelastning under drift. Ifølge ett aspekt kan den første og den andre kopling 931, 941 være utformet og ha kapasitet til å bære ulike belastninger. Som vist skjematisk på fig. 19, er den andre kopling 941 større enn den første kopling 931. Den første kopling 931 er utformet til å koples til mange eksisterende hule aksler 915 i toppdrevne rotasjonssystemer. Den andre kopling 941 er utformet til å koples til et boreapparat 920 som er omformet med en større gjengekopling for å øke dets strekkbelastningskapasitet. For eksempel kan den første kopling 931 innbefatte en 16,8 cm (6 5/8) kopling for tilkopling til en hul aksel 915 i et eksisterende toppdrevet rotasjonssystem 910. Den andre kopling 941 kan derimot innbefatte en 21,9 cm (8 5/8) kopling for tilkopling til et omformet boreapparat 920. På denne måte kan mange eksisterende toppdrevne rotasjonssystemer etterutstyres for å håndtere høyere strekkbelastning under boring og derved tillate det samme toppdrevne rotasjonssystem å bore dypere. An advantage of the present invention is that existing top-driven rotation systems can be retrofitted to handle higher tensile loads during operation. According to one aspect, the first and second couplings 931, 941 may be designed and have the capacity to carry different loads. As shown schematically in fig. 19, the second coupling 941 is larger than the first coupling 931. The first coupling 931 is designed to couple to many existing hollow shafts 915 in top drive rotary systems. The second coupling 941 is designed to be coupled to a drill 920 which has been reshaped with a larger threaded coupling to increase its tensile load capacity. For example, the first coupling 931 may include a 16.8 cm (6 5/8) coupling for coupling to a hollow shaft 915 in an existing top-drive rotary system 910. The second coupling 941, on the other hand, may include a 21.9 cm (8 5/ 8) coupling for connection to a reshaped drilling rig 920. In this way, many existing top-driven rotary systems can be retrofitted to handle higher tensile loads during drilling and thereby allow the same top-driven rotary system to drill deeper.

Ifølge et annet aspekt tilveiebringer den herværende oppfinnelse et apparat 1000 for regulering av det dreiemoment som tilveiebringes av det toppdrevne rotasjonssystem 710 under rørsammenkop-ling eller rørfrakopling. Fig. 20 er en skjematisk fremstilling av apparatet 1000 for styring av et toppdrevet rotasjonssystem 710. Som vist på fig. 20, er det toppdrevne rotasjonssystem 710 forbundet med en pumpe 1010 som skal levere fluidtrykk. En trykkavlastningsvent.il 1020, eller ut-slippsventil, kan være plassert på fluidtilførselsledningen 1030 som forbinder pumpen 1010 med det toppdrevne rotasjonssystem 710. Trykkavlastningsventilen 1020 kan være tilpasset og utformet til å omdirigere fluid i tilførselsledningen 1030 til en returledning 1040 når trykket i tilførselsledning-en 1030 når et forhåndsbestemt trykk. I dette henseende blir dreiemomentet som genereres av det toppdrevne rotasjonssystem 710, begrenset av trykkavlastningsventilen 1020. På denne måte kan det dreiemoment som tilveiebringes for å kople til eller kople fra rør, reguleres for å forhindre skade på koplingsgjengene. Det må anmerkes at aspekter ved den herværende oppfinnelse kan brukes sammen med hvilken som helst egnet trykkavlastningsvent.il kjent for en vanlig fagmann på området. According to another aspect, the present invention provides an apparatus 1000 for regulating the torque provided by the top-driven rotation system 710 during pipe connection or pipe disconnection. Fig. 20 is a schematic representation of the apparatus 1000 for controlling a top-driven rotation system 710. As shown in Fig. 20, the top-driven rotation system 710 is connected to a pump 1010 to supply fluid pressure. A pressure relief valve 1020, or discharge valve, may be located on the fluid supply line 1030 connecting the pump 1010 to the top-driven rotary system 710. The pressure relief valve 1020 may be adapted and designed to redirect fluid in the supply line 1030 to a return line 1040 when the pressure in the supply line- a 1030 reaches a predetermined pressure. In this regard, the torque generated by the top drive rotation system 710 is limited by the pressure relief valve 1020. In this way, the torque provided to connect or disconnect pipes can be regulated to prevent damage to the connection threads. It should be noted that aspects of the present invention may be used with any suitable pressure relief valve known to one of ordinary skill in the art.

Utførelsene som er vist og beskrevet i forbindelse med fig. 1-20, kan benyttes sammen med fo-ringsrør og/eller hvilket som helst annet rørformet legeme, herunder, men ikke begrenset til, bore-rør, rør og forlengningsrør. Utførelser på fig. 1-20 kan brukes ved kjøring av foringsrør, boring med foringsrør, nedføring eller kjøring av ett eller flere rør inn i et borehull, uthenting/utfisking av ett eller flere rør fra borehullet, og/eller sammenskruing av rør eller atskillelse av gjengekoplinger mellom ett eller flere rør. Systemene på fig. 1-20 kan benyttes for å rotere hele foringsrøret, et parti av fo-ringsrøret (slik som en boresko eller borekrone) kan roteres av en slammotor plassert på foringsrø-ret, og/eller foringsrøret kan føres ned i jorden mens borefluid sirkuleres uten at noe parti av fo-ringsrøret roteres. The embodiments shown and described in connection with fig. 1-20, can be used together with casing and/or any other tubular body, including, but not limited to, drill pipe, pipe and extension pipe. Designs in fig. 1-20 can be used when driving casing, drilling with casing, lowering or driving one or more pipes into a borehole, retrieving/fishing out one or more pipes from the borehole, and/or screwing pipes together or separating threaded connections between one or several pipes. The systems of fig. 1-20 can be used to rotate the entire casing, a part of the casing (such as a drill shoe or drill bit) can be rotated by a mud motor placed on the casing, and/or the casing can be driven into the earth while drilling fluid is circulated without some part of the casing is rotated.

En utførelse av den herværende oppfinnelse tilveiebringer et apparat til bruk mens det bores med One embodiment of the present invention provides an apparatus for use while drilling with

foringsrør, hvilket omfatter et gripeelement som skal gå i gripeinngrep med foringsrøret; og et sirkulasjonstetningselement for sirkulering av fluid gjennom foringsrøret mens det bores med foringsrø-ret, hvor sirkulasjonstetningselementet kan byttes ut med en sementeringspluggholder som har en gjennomgående fluidbane for sirkulering av fysisk foranderlig bindemateriale gjennom foringsrøret. Ifølge ett aspekt blir det fysisk foranderlige bindemateriale ført inn i foringsrøret nedenfor et toppdrevet rotasjonssystem tilkoplet ovenfor gripeelementet. casing, which comprises a gripping element to engage gripping engagement with the casing; and a circulation seal element for circulating fluid through the casing while drilling with the casing, the circulation seal element being replaceable with a cementing plug holder having a continuous fluid path for circulation of physically changeable binding material through the casing. According to one aspect, the physically changeable binding material is fed into the casing below a top-driven rotation system connected above the gripper.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse tilveiebringer et apparat til bruk mens det bores med foringsrør, hvilket omfatter et gripeelement som skal gå i gripeinngrep med foringsrøret; og et sirkulasjonstetningselement for sirkulering av fluid gjennom foringsrøret mens det bores med fo-ringsrøret, hvor sirkulasjonstetningselementet kan byttes ut med en sementeringspluggholder som har en gjennomgående fluidbane for sirkulering av et fysisk foranderlig bindemateriale gjennom foringsrøret, og sementeringspluggholderen omfatter i det minste én plugg som kan bli sluppet inn i foringsrøret av en glidbar dor. Ifølge ett aspekt beveger den glidbare dor seg i lengderetningen for å utløse den i det minste ene plugg. Ifølge et annet aspekt forskyver fluid som blir ført inn bak den glidbare dor, den glidbare dor. Another embodiment of the present invention provides an apparatus for use while drilling with casing, comprising a gripping member for gripping engagement with the casing; and a circulation seal member for circulating fluid through the casing while drilling with the casing, the circulation seal member being replaceable with a cementing plug holder having a continuous fluid path for circulating a physically changeable binding material through the casing, and the cementing plug holder comprising at least one plug that can be dropped into the casing by a sliding mandrel. According to one aspect, the sliding mandrel moves longitudinally to release the at least one plug. According to another aspect, fluid introduced behind the sliding mandrel displaces the sliding mandrel.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse tilveiebringer et apparat til bruk mens det bores med foringsrør, hvilket omfatter et gripeelement som skal gå i gripeinngrep med foringsrøret; og et sirkulasjonstetningselement for sirkulering av fluid gjennom foringsrøret mens det bores med fo-ringsrøret, hvor sirkulasjonstetningselementet kan byttes ut med en sementeringspluggholder som har en gjennomgående fluidbane for sirkulering av et fysisk foranderlig bindemateriale gjennom foringsrøret, og videre innbefatter et kompensatorapparat plassert i tilstøting til gripeelementet. Ifølge ett aspekt tillater kompensatorapparatet i det vesentlige koaksial bevegelse av foringsrøret i forhold til et toppdrevet rotasjonssystem. Ifølge et aspekt er det toppdrevne rotasjonssystem operativt forbundet med kompensatorapparatet. Another embodiment of the present invention provides an apparatus for use while drilling with casing, comprising a gripping member for gripping engagement with the casing; and a circulation seal element for circulating fluid through the casing while drilling with the casing, the circulation seal element being replaceable with a cementing plug holder having a continuous fluid path for circulating a physically changeable binder material through the casing, and further including a compensator apparatus located adjacent the gripping element . According to one aspect, the compensator apparatus allows substantially coaxial movement of the casing relative to a top-driven rotary system. According to one aspect, the top driven rotation system is operatively connected to the compensator apparatus.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse tilveiebringer et apparat til bruk mens det bores med foringsrør, hvilket omfatter et gripeelement som skal være i gripeinngrep med foringsrøret; og et sirkulasjonstetningselement for sirkulering av fluid gjennom foringsrøret mens det bores med foringsrøret, hvor sirkulasjonstetningselementet er kan byttes ut med en sementeringspluggholder som har en gjennomgående fluidbane for sirkulering av et fysisk foranderlig bindemateriale gjennom foringsrøret, og videre innbefatter et kompensatorapparat plassert i tilstøting til gripeelementet, hvor kompensatorapparatet innbefatter en sylinder som mekanisk er festet i den ene ende til gripeelementet, og en motsatt ende av sylinderen operativt er festet til en dor til dannelse av en momentkopling. Ifølge ett aspekt er momentkoplingen oppbygd og tildannet av et rillearrangement. Ifølge et annet aspekt er sylinderen bevegelig aksialt i forhold til doren og tillater derved gripeelementet å bevege seg aksialt i forhold til et toppdrevet rotasjonssystem mens momentkoplingen opprettholdes. Another embodiment of the present invention provides an apparatus for use while drilling with casing, comprising a gripping member to be in gripping engagement with the casing; and a circulation seal member for circulating fluid through the casing while drilling with the casing, the circulation seal member being replaceable with a cementing plug holder having a continuous fluid path for circulating a physically changeable binding material through the casing, and further including a compensator device located adjacent the gripping member, where the compensator apparatus includes a cylinder which is mechanically attached at one end to the gripping element, and an opposite end of the cylinder is operatively attached to a mandrel to form a torque coupling. According to one aspect, the torque coupling is constructed and formed by a groove arrangement. According to another aspect, the cylinder is movable axially with respect to the mandrel thereby allowing the gripping member to move axially with respect to a top-driven rotation system while maintaining torque coupling.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse tilveiebringer et apparat til bruk mens det bores med foringsrør, hvilket omfatter et gripeelement som skal være i gripeinngrep med foringsrøret; et sirkulasjonstetningselement for sirkulering av fluid gjennom foringsrøret mens det bores med fo-ringsrøret, hvor sirkulasjonstetningselementet kan byttes ut med en sementeringspluggholder som har en gjennomgående fluidbane for sirkulering av et fysisk foranderlig bindemateriale gjennom foringsrøret; et toppdrevet rotasjonssystem som har et med dette operativt forbundet isolatorlegeme, hvor gripeelementet er plassert i det minste delvis i isolatorlegemet og er roterbart i forhold til isolatorlegemet; og en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og gripeelementet for å overføre en strekkbelastning fra gripeelementet til isolatorlegemet. Ifølge ett aspekt tillater lagersammenstillingen innbyrdes rotasjon mellom isolatorlegemet og gripeelementet. Another embodiment of the present invention provides an apparatus for use while drilling with casing, comprising a gripping member to be in gripping engagement with the casing; a circulation seal element for circulating fluid through the casing while drilling with the casing, the circulation seal element being replaceable with a cementing plug holder having a continuous fluid path for circulating a physically changeable binder material through the casing; a top-driven rotation system having an insulator body operatively connected thereto, wherein the gripping element is located at least partially in the insulator body and is rotatable relative to the insulator body; and a bearing assembly located between the insulator body and the gripping member to transfer a tensile load from the gripping member to the insulator body. According to one aspect, the bearing assembly allows for mutual rotation between the insulator body and the gripping member.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse et apparat for boring med foringsrør, hvilket omfatter et hode med i det minste én utløsningsplugg plassert i dette; et momenthode som skal gripe et foringsrør; og et sementeringshode innbefattende i det minste én plugg. Ifølge ett aspekt omfatter apparatet videre et toppdrevet rotasjonssystem som operativt er knyttet til hodet, hvor det toppdrevne rotasjonssystem leverer rotasjonsmoment til momenthodet. I en utførelse omfatter apparatet videre et kompenseringsapparat som er plassert i det minste delvis inne i momenthodet. In another embodiment, the present invention includes an apparatus for drilling with casing, comprising a head with at least one release plug located therein; a torque head to grip a casing; and a cementing head including at least one plug. According to one aspect, the apparatus further comprises a top-driven rotation system operatively connected to the head, where the top-driven rotation system delivers rotational torque to the torque head. In one embodiment, the device further comprises a compensating device which is located at least partially inside the torque head.

I enda en videre utførelse omfatter kompenseringsapparatet videre en sylinder som mekanisk er festet i den ene ende til momenthodet, og en motsatt ende av sylinderen er operativt festet til en dor til dannelse av en momentkopling. Ifølge ett aspekt er momentkoplingen et rillearrangement. I enda en ytterligere utførelse beveger sylinderen seg aksialt i forhold til doren og tillater derved momenthodet å bevege seg aksialt i forhold til det toppdrevne rotasjonssystem mens momentkoplingen opprettholdes. In yet another embodiment, the compensating apparatus further comprises a cylinder which is mechanically attached at one end to the torque head, and an opposite end of the cylinder is operatively attached to a mandrel to form a torque coupling. According to one aspect, the torque coupling is a spline arrangement. In yet another embodiment, the cylinder moves axially relative to the mandrel thereby allowing the torque head to move axially relative to the top-driven rotation system while maintaining the torque coupling.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse et belastningsisolatorapparat til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket toppdrevne rotasjonssystem er tilpasset for å rotere et rør, omfattende et isolatorlegeme som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem; et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet; og en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og momentlegemet, hvor lagersammenstillingen overfører en strekkbelastning fra momentlegemet til isolatorlegemet. Ifølge ett aspekt tillater lagersammenstillingen innbyrdes rotasjon mellom isolatorlegemet og momentlegemet. I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse et belastningsisolatorapparat til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket toppdrevne rotasjonssystem er tilpasset for å rotere et rør, omfattende et isolatorlegeme som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem; et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet; en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og momentlegemet, hvor lagersammenstillingen overfører en strekkbelastning fra momentlegemet til isolatorlegemet; og en radiallagersammenstilling som skal tillate innbyrdes rotasjon mellom isolatorlegemet og momentlegemet. In another embodiment, the present invention includes a load isolator apparatus for use with a top-driven rotation system, which top-driven rotation system is adapted to rotate a tube, comprising an insulator body operatively connected to the top-drive rotation system; a torque body which is at least partially located in the insulator body, where the torque body is rotatable relative to the insulator body; and a bearing assembly placed between the insulator body and the torque body, where the bearing assembly transfers a tensile load from the torque body to the insulator body. According to one aspect, the bearing assembly allows mutual rotation between the insulator body and the torque body. In another embodiment, the present invention includes a load isolator apparatus for use with a top-driven rotation system, which top-driven rotation system is adapted to rotate a tube, comprising an insulator body operatively connected to the top-drive rotation system; a torque body which is at least partially located in the insulator body, where the torque body is rotatable relative to the insulator body; a bearing assembly located between the insulator body and the torque body, the bearing assembly transferring a tensile load from the torque body to the insulator body; and a radial bearing assembly which shall allow mutual rotation between the insulator body and the torque body.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse et belastningsisolatorapparat til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket toppdrevne rotasjonssystem er tilpasset for å rotere et rør, omfattende et isolatorlegeme som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem; et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet; en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og momentlegemet, hvor lagersammenstillingen overfører en strekkbelastning fra momentlegemet til isolatorlegemet; og ett eller flere gripeelementer som skal gripe røret. Ifølge ett aspekt er gripeelementet eller gripeelementene plassert i en boring i momentlegemet. I én utførel-se omfatter belastningsisolatorapparatet videre én eller flere innsatser plassert på en overflate av gripeelementet eller gripeelementene. In another embodiment, the present invention includes a load isolator apparatus for use with a top-driven rotation system, which top-driven rotation system is adapted to rotate a tube, comprising an insulator body operatively connected to the top-drive rotation system; a torque body which is at least partially located in the insulator body, where the torque body is rotatable relative to the insulator body; a bearing assembly located between the insulator body and the torque body, the bearing assembly transferring a tensile load from the torque body to the insulator body; and one or more gripping elements to grip the pipe. According to one aspect, the gripping element or gripping elements are located in a bore in the torque body. In one embodiment, the load isolator apparatus further comprises one or more inserts placed on a surface of the gripping element or gripping elements.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse et belastningsisolatorapparat til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket toppdrevne rotasjonssystem er tilpasset for å rotere et rør, omfattende et isolatorlegeme som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem; et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet; og en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og momentlegemet, hvor lagersammenstillingen overfører en strekkbelastning fra momentlegemet til isolatorlegemet, hvor momentlegemet omfatter et øvre legeme koplet til et nedre legeme, slik at det øvre legeme er bevegelig aksialt i forhold til det nedre legeme og i stand til å overføre dreiemoment til dette. Ifølge ett aspekt er det øvre legeme koplet til det nedre legeme ved bruk av en rille-og-spor-forbindelse (spline and groove connection). In another embodiment, the present invention includes a load isolator apparatus for use with a top-driven rotation system, which top-driven rotation system is adapted to rotate a tube, comprising an insulator body operatively connected to the top-drive rotation system; a torque body which is at least partially located in the insulator body, where the torque body is rotatable relative to the insulator body; and a bearing assembly located between the insulator body and the torque body, the bearing assembly transferring a tensile load from the torque body to the insulator body, the torque body comprising an upper body coupled to a lower body, such that the upper body is movable axially relative to the lower body and able to transfer torque to this. According to one aspect, the upper body is connected to the lower body using a spline and groove connection.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse et belastningsisolatorapparat til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket toppdrevne rotasjonssystem er tilpasset for å rotere et rør, omfattende et isolatorlegeme som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem; et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet; og en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og momentlegemet, hvor lagersammenstillingen overfører en strekkbelastning fra momentlegemet til isolatorlegemet, hvor momentlegemet omfatter et øvre legeme koplet til et nedre legeme, slik at det øvre legeme er bevegelig aksialt i forhold til det nedre legeme og i stand til å overføre dreiemoment til dette, hvor de nominelle belastninger for en første gjengekopling i momentlegemet er høyere enn for en andre gjengekopling i momentlegemet. I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse et belastningsisolatorapparat til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket toppdrevne rotasjonssystem er tilpasset for å rotere et rør, omfattende et isolatorlegeme som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem; et momentlegeme som i det minste delvis er plassert i isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet; og en lagersammenstilling plassert mellom isolatorlegemet og momentlegemet, hvor lagersammenstillingen overfører en strekkbelastning fra momentlegemet til isolatorlegemet, hvor de nominelle belastninger for en første gjengekopling i momentlegemet er høyere enn for en andre gjengekopling i momentlegemet. Ifølge ett aspekt er den andre gjengekopling gjengekoplet til det toppdrevne rotasjonssystem. I én utførelse er den første gjengekopling gjengekoplet til røret. In another embodiment, the present invention includes a load isolator apparatus for use with a top-driven rotation system, which top-driven rotation system is adapted to rotate a tube, comprising an insulator body operatively connected to the top-drive rotation system; a torque body which is at least partially located in the insulator body, where the torque body is rotatable relative to the insulator body; and a bearing assembly located between the insulator body and the torque body, the bearing assembly transferring a tensile load from the torque body to the insulator body, the torque body comprising an upper body coupled to a lower body, such that the upper body is movable axially relative to the lower body and able to transfer torque to this, where the nominal loads for a first threaded connection in the torque body are higher than for a second threaded connection in the torque body. In another embodiment, the present invention includes a load isolator apparatus for use with a top-driven rotation system, which top-driven rotation system is adapted to rotate a tube, comprising an insulator body operatively connected to the top-drive rotation system; a torque body which is at least partially located in the insulator body, where the torque body is rotatable relative to the insulator body; and a bearing assembly placed between the insulator body and the torque body, where the bearing assembly transfers a tensile load from the torque body to the insulator body, where the nominal loads for a first threaded connection in the torque body are higher than for a second threaded connection in the torque body. According to one aspect, the second threaded coupling is threadedly coupled to the top driven rotation system. In one embodiment, the first threaded connection is threaded to the pipe.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for rotering av et boreapparat som har en strekkbelastning, ved bruk av et toppdrevet rotasjonssystem, hvilken fremgangsmåte omfatter operativt å forbinde et belastningsisolatorapparat med det toppdrevne rotasjonssystem, hvilket belastningsisolatorapparat omfatter et momentlegeme plassert i et isolatorlegeme; å overføre strekkbelastningen til momentlegemet; å overføre strekkbelastningen fra momentlegemet til isolatorlegemet; og å rotere momentlegemet i forhold til isolatorlegemet og derved rotere boreapparatet. I én utførelse omfatter fremgangsmåten videre å forsyne belastningsisolatorapparatet med én eller flere lagersammenstillinger. Ifølge ett aspekt omfatter lagersammenstillingen eller lagersammenstillingene en aksiallagersammenstiIling. Ifølge et annet aspekt omfatter lagersammenstillingen eller lagersammenstillingene videre en radiallagersammenstilling. In another embodiment, the present invention includes a method for rotating a drilling apparatus that has a tensile load, using a top-driven rotation system, which method comprises operatively connecting a load isolator apparatus with the top-driven rotation system, which load isolator apparatus comprises a torque body placed in an isolator body; to transfer the tensile load to the moment body; to transfer the tensile load from the moment body to the insulator body; and to rotate the torque body in relation to the insulator body and thereby rotate the drilling apparatus. In one embodiment, the method further comprises providing the load isolator apparatus with one or more bearing assemblies. According to one aspect, the bearing assembly or bearing assemblies comprise a thrust bearing assembly. According to another aspect, the bearing assembly or bearing assemblies further comprise a radial bearing assembly.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for rotering av et boreapparat som har en strekkbelastning, ved bruk av et toppdrevet rotasjonssystem, hvilken fremgangsmåte omfatter operativt å kople et belastningsisolatorapparat til det toppdrevne rotasjonssystem, hvilket belastningsisolatorapparat omfatter et momentlegeme plassert i et isolatorlegeme; å overføre strekkbelastningen til momentlegemet; å overføre strekkbelastningen fra momentlegemet til isolatorlegemet; og å rotere momentlegemet i forhold til isolatorlegemet og derved rotere boreapparatet; å forsyne belastningsisolatorapparatet med én eller flere lagersammenstillinger, hvor lagersammenstillingen eller lagersammenstillingene omfatter en aksiallagersammensti I-ling, hvor aksiallagersammenstillingen letter roteringen av momentlegemet i forhold til isolatorlegemet. In another embodiment, the present invention includes a method for rotating a drilling apparatus that has a tensile load, using a top-driven rotation system, which method comprises operatively connecting a load isolator device to the top-driven rotation system, which load isolator device comprises a torque body placed in an isolator body; to transfer the tensile load to the moment body; to transfer the tensile load from the moment body to the insulator body; and rotating the torque body relative to the insulator body and thereby rotating the drilling apparatus; to provide the load isolator apparatus with one or more bearing assemblies, where the bearing assembly or bearing assemblies comprise an axial bearing assembly I-ling, where the axial bearing assembly facilitates the rotation of the moment body in relation to the insulator body.

I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for rotering av et boreapparat som har en strekkbelastning, ved bruk av et toppdrevet rotasjonssystem, hvilken fremgangsmåte omfatter operativt å kople et belastningsisolatorapparat til det toppdrevne rotasjonssystem, hvilket belastningsisolatorapparat omfatter et momentlegeme plassert i et isolatorlegeme; å overføre strekkbelastningen til momentlegemet; å overføre strekkbelastningen fra momentlegemet til isolatorlegemet; og å rotere momentlegemet i forhold til isolatorlegemet og derved rotere boreapparatet, hvor operativt å kople et belastningsisolatorapparat til det toppdrevne rotasjonssystem omfatter å gjengekople momentlegemet til en hul aksel i det toppdrevne rotasjonssystem; og å kople isolatorlegemet til det toppdrevne rotasjonssystem. Ifølge ett aspekt omfatter fremgangsmåten videre å kompensere for en aksial avstand i gjengekoplingen mellom momentlegemet og det toppdrevne rotasjonssystem. I en annen utførelse innbefatter den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for rotering av et boreapparat som har en strekkbelastning, ved bruk av et toppdrevet rotasjonssystem, hvilken fremgangsmåte omfatter operativt å kople et belastningsisolatorapparat til det toppdrevne rotasjonssystem, hvilket belastningsisolatorapparat omfatter et momentlegeme plassert i et isolatorlegeme; å overføre strekkbelastningen til momentlegemet; å overføre strekkbelastningen fra momentlegemet til isolatorlegemet; å rotere momentlegemet i forhold til isolatorlegemet og derved rotere boreapparatet; og å avtette et område mellom momentlegemet og isolatorlegemet for å forhindre lekkasje. In another embodiment, the present invention includes a method for rotating a drilling apparatus that has a tensile load, using a top-driven rotation system, which method comprises operatively connecting a load isolator device to the top-driven rotation system, which load isolator device comprises a torque body placed in an isolator body; to transfer the tensile load to the moment body; to transfer the tensile load from the moment body to the insulator body; and rotating the torque body relative to the isolator body and thereby rotating the drilling apparatus, wherein operatively coupling a load isolator apparatus to the top-driven rotation system comprises threading the torque body to a hollow shaft in the top-driven rotation system; and connecting the insulator body to the top drive rotation system. According to one aspect, the method further comprises compensating for an axial distance in the threaded connection between the torque body and the top-driven rotation system. In another embodiment, the present invention includes a method for rotating a drilling apparatus that has a tensile load, using a top-driven rotation system, which method comprises operatively connecting a load isolator device to the top-driven rotation system, which load isolator device comprises a torque body placed in an isolator body; to transfer the tensile load to the moment body; to transfer the tensile load from the moment body to the insulator body; rotating the torque body relative to the insulator body and thereby rotating the drilling apparatus; and sealing an area between the torque body and the insulator body to prevent leakage.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter en løfteklave til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilken omfatter et isolatorlegeme; et momentlegeme i det minste delvis plassert i isolatorlegemet, hvilket momentlegeme avgrenser en konisk boring; ett eller flere holdekileelementer plassert i den koniske boring; ett eller flere lagerelementer plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet, og hvor en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet. I én utførelse omfatter løfteklaven videre ett eller flere festeelementer som skal festes til en bøyle som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem. Another embodiment of the present invention includes a lifting clave for use with a top-driven rotation system, which includes an isolator body; a moment body at least partially located in the insulator body, which moment body defines a conical bore; one or more retaining wedge elements located in the conical bore; one or more bearing elements placed between the moment body and the insulator body, where the moment body is rotatable in relation to the insulator body, and where a tensile load acting on the moment body is transferred to the insulator body. In one embodiment, the lifting claw further comprises one or more fastening elements to be attached to a hoop which is operatively connected to the top-driven rotation system.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter en løfteklave til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilken omfatter et isolatorlegeme; et momentlegeme i det minste delvis plassert i isolatorlegemet, hvilket momentlegeme avgrenser en konisk boring; ett eller flere holdekileelementer plassert i den koniske boring; ett eller flere lagerelementer plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet, og hvor en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet, hvor lagerelementet eller lagerelementene omfatter en radiallagersammenstilling og en aksiallager-sammenstilling. En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter en løfteklave til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem, hvilken omfatter et isolatorlegeme; et momentlegeme i det minste delvis plassert i isolatorlegemet, hvilket momentlegeme avgrenser en konisk boring; ett eller flere holdekileelementer plassert i den koniske boring; ett eller flere lagerelementer plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet, og hvor en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet, hvor lagerelementet eller lagerelementene omfatter en lagersammenstilling som virker både som et aksiallager og som et radiallager. Another embodiment of the present invention includes a lifting clave for use with a top-driven rotation system, which includes an isolator body; a moment body at least partially located in the insulator body, which moment body defines a conical bore; one or more retaining wedge elements located in the conical bore; one or more bearing elements placed between the torque body and the insulator body, where the torque body is rotatable in relation to the insulator body, and where a tensile load acting on the torque body is transferred to the insulator body, where the bearing element or bearing elements comprise a radial bearing assembly and an axial bearing assembly. Another embodiment of the present invention includes a lifting clave for use with a top-driven rotation system, which includes an isolator body; a moment body at least partially located in the insulator body, which moment body defines a conical bore; one or more retaining wedge elements located in the conical bore; one or more bearing elements placed between the moment body and the insulator body, where the moment body is rotatable in relation to the insulator body, and where a tensile load acting on the moment body is transferred to the insulator body, where the bearing element or bearing elements comprise a bearing assembly that acts both as an axial bearing and as a radial bearing .

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter en toppdrevet-rotasjonssystem-adapter til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem for å rotere et boreapparat, hvilken omfatter et isolatorlegeme; et momentlegeme i det minste delvis plassert i isolatorlegemet, hvilket momentlegeme har en første kopling og en andre kopling; ett eller flere lagerelementer plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet, og hvor en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet. I én utførelse omfatter adapteren videre ett eller flere festeelementer til å festes til en bøyle som operativt er forbundet med det toppdrevne rotasjonssystem. Another embodiment of the present invention includes a top-drive rotation system adapter for use with a top-drive rotation system for rotating a drilling apparatus, which includes an insulator body; a torque body at least partially located in the insulator body, which torque body has a first coupling and a second coupling; one or more bearing elements placed between the moment body and the insulator body, where the moment body is rotatable in relation to the insulator body, and where a tensile load acting on the moment body is transferred to the insulator body. In one embodiment, the adapter further comprises one or more fastening elements to be attached to a hoop which is operatively connected to the top-driven rotation system.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter en toppdrevet-rotasjonssystem-adapter til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem for å rotere et boreapparat, hvilken omfatter et isolatorlegeme; et momentlegeme i det minste delvis plassert i isolatorlegemet, hvilket momentlegeme har en første kopling og en andre kopling; ett eller flere lagerelementer plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet, og hvor en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet, hvor lagerelementet eller lagerelementene omfatter en radiallagersammenstilling og en aksial-lagersammenstilling. En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter en toppdrevet-rotasjonssystem-adapter til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem for å rotere et boreapparat, hvilken omfatter et isolatorlegeme; et momentlegeme i det minste delvis plassert i isolatorlegemet, hvilket momentlegeme har en første kopling og en andre kopling; og ett eller flere lagerelementer plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet, og hvor en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet, hvor lagerelementet eller lagerelementene omfatter en lagersammenstilling som virker både som et aksiallager og som et radiallager. En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter en toppdrevet-rotasjonssystem-adapter til bruk sammen med et toppdrevet rotasjonssystem for å rotere et boreapparat, hvilken omfatter et isolatorlegeme; et momentlegeme i det minste delvis plassert i isolatorlegemet, hvilket momentlegeme har en første kopling og en andre kopling; og ett eller flere lagerelementer plassert mellom momentlegemet og isolatorlegemet, hvor momentlegemet er roterbart i forhold til isolatorlegemet, og hvor en strekkbelastning som virker på momentlegemet, blir overført til isolatorlegemet, hvor momentlegemet omfatter et øvre legeme som i det minste delvis er plassert i et nedre legeme, hvor det øvre legeme er aksialt bevegelig i forhold til det nedre legeme og i stand til å overføre dreiemoment til det nedre legeme. Another embodiment of the present invention includes a top-drive rotation system adapter for use with a top-drive rotation system for rotating a drilling apparatus, which includes an insulator body; a torque body at least partially located in the insulator body, which torque body has a first coupling and a second coupling; one or more bearing elements placed between the torque body and the insulator body, where the torque body is rotatable in relation to the insulator body, and where a tensile load acting on the torque body is transferred to the insulator body, where the bearing element or bearing elements comprise a radial bearing assembly and an axial bearing assembly. Another embodiment of the present invention includes a top-drive rotation system adapter for use with a top-drive rotation system for rotating a drilling apparatus, which includes an insulator body; a torque body at least partially located in the insulator body, which torque body has a first coupling and a second coupling; and one or more bearing elements placed between the torque body and the insulator body, where the torque body is rotatable in relation to the insulator body, and where a tensile load acting on the torque body is transferred to the insulator body, where the bearing element or bearing elements comprise a bearing assembly that acts both as an axial bearing and as a radial bearing. Another embodiment of the present invention includes a top-drive rotation system adapter for use with a top-drive rotation system for rotating a drilling apparatus, which includes an insulator body; a torque body at least partially located in the insulator body, which torque body has a first coupling and a second coupling; and one or more bearing elements placed between the moment body and the insulator body, where the moment body is rotatable in relation to the insulator body, and where a tensile load acting on the moment body is transferred to the insulator body, where the moment body comprises an upper body which is at least partially placed in a lower body, where the upper body is axially movable in relation to the lower body and capable of transmitting torque to the lower body.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter et apparat som skal regulere fluidtrykket i et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket trykk leveres av en pumpe, hvor apparatet omfatter en fluidtilførselsledning plassert mellom pumpen og det toppdrevne rotasjonssystem for tilførsel av fluid til det toppdrevne rotasjonssystem; en trykkavlastningsvent.il plassert på fluidtilførselsledning- en mellom det toppdrevne rotasjonssystem og pumpen; og en fluidreturledning som forbinder trykkavlastningsventilen og pumpen med hverandre, hvor trykkavlastningsventilen omdirigerer fluid tilbake til pumpen via fluidreturledningen når et fluidtrykk når et forhåndsbestemt nivå. En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter et apparat som skal regulere et driftsfluid fra en fluidkilde til et toppdrevet rotasjonssystem, hvilket apparat omfatter en ventil plassert mellom fluidkilden og det toppdrevne rotasjonssystem, hvor ventilen leder driftsfluidet bort fra det toppdrevne rotasjonssystem når et fluidtrykk i det toppdrevne rotasjonssystem når et forhåndsbestemt nivå. Another embodiment of the present invention includes an apparatus which shall regulate the fluid pressure in a top-driven rotation system, which pressure is supplied by a pump, where the apparatus comprises a fluid supply line placed between the pump and the top-driven rotation system for supplying fluid to the top-driven rotation system; a pressure relief valve located on the fluid supply line between the top-driven rotary system and the pump; and a fluid return line connecting the pressure relief valve and the pump to each other, the pressure relief valve redirecting fluid back to the pump via the fluid return line when a fluid pressure reaches a predetermined level. Another embodiment of the present invention includes an apparatus for regulating an operating fluid from a fluid source to a top-driven rotation system, which apparatus comprises a valve located between the fluid source and the top-driven rotation system, where the valve directs the operating fluid away from the top-driven rotation system when a fluid pressure in it top driven rotation system reaches a predetermined level.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter et apparat for sementering av et foringsrør inne i en formasjon, hvilket apparat omfatter en gripemekanisme som skal gå tettende i gripeinngrep med foringsrøret; og en sementeringsanordning koplet til gripemekanismen, hvilken er i stand til å sende ut i det minste én plugg inne i foringsrøret uten å frigjøre det tettende gripeinngrep med foringsrøret. Ifølge ett aspekt er gripemekanismen et momenthode. Ifølge et annet aspekt er gripemekanismen et spyd. Another embodiment of the present invention includes an apparatus for cementing a casing inside a formation, which apparatus comprises a gripping mechanism to engage tightly in gripping engagement with the casing; and a cementing device coupled to the gripping mechanism capable of ejecting at least one plug within the casing without releasing the sealing gripping engagement with the casing. According to one aspect, the gripping mechanism is a torque head. According to another aspect, the gripping mechanism is a spear.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter et apparat for sementering av et foringsrør inne i en formasjon, hvilket apparat omfatter en gripemekanisme som skal gå tettende i gripeinngrep med foringsrøret; og en sementeringsanordning koplet til gripemekanismen, hvilken er i stand til å sende ut i det minste én plugg inne i foringsrøret uten å frigjøre det tettende gripeinngrep med foringsrøret, hvor et jordfjerningselement operativt er forbundet med en nedre ende av foringsrøret. En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter et apparat for sementering av foringsrør inne i en formasjon, hvilket apparat omfatter en gripemekanisme som skal gå tettende i gripeinngrep med foringsrøret; og en sementeringsanordning koplet til gripemekanismen, hvilken er i stand til å sende ut i det minste én plugg inne i foringsrøret uten å frigjøre det tettende gripeinngrep med foringsrøret, hvor sementeringsanordningen sender ut den i det minste ene plugg ved aksialt å forskyve en dor plassert inne i sementeringsanordningen. Another embodiment of the present invention includes an apparatus for cementing a casing inside a formation, which apparatus comprises a gripping mechanism to engage tightly in gripping engagement with the casing; and a cementing device coupled to the gripping mechanism capable of ejecting at least one plug within the casing without releasing the sealing gripping engagement with the casing, wherein a soil removal member is operatively connected to a lower end of the casing. Another embodiment of the present invention includes an apparatus for cementing casing inside a formation, which apparatus comprises a gripper mechanism to engage tightly in grip engagement with the casing; and a cementing device coupled to the gripping mechanism capable of ejecting at least one plug within the casing without releasing the sealing gripping engagement with the casing, the cementing device ejecting the at least one plug by axially displacing a mandrel located within in the cementing device.

En annen utførelse av den herværende oppfinnelse innbefatter et apparat for sementering av et foringsrør inne i en formasjon, hvilket apparat omfatter en gripemekanisme som skal gå tettende i gripeinngrep med foringsrøret; og en sementeringsanordning koplet til gripemekanismen, hvilken er i stand til å sende ut i det minste én plugg inne i foringsrøret uten å frigjøre det tettende gripeinngrep med foringsrøret, hvor sementeringsanordningen sender i det minste én kule inn i en fluid-strøm. Another embodiment of the present invention includes an apparatus for cementing a casing inside a formation, which apparatus comprises a gripping mechanism to engage tightly in gripping engagement with the casing; and a cementing device coupled to the gripping mechanism capable of ejecting at least one plug within the casing without releasing the sealing gripping engagement with the casing, the cementing device sending at least one ball into a fluid stream.

Selv om foranstående er rettet mot utførelser av den herværende oppfinnelse, kan andre og ytterligere utførelser av oppfinnelsen utledes uten at man går ut over dens grunnleggende ramme, og dens ramme bestemmes av de etterfølgende patentkrav. Although the above is directed to embodiments of the present invention, other and further embodiments of the invention can be derived without going beyond its basic framework, and its framework is determined by the subsequent patent claims.

Claims

1. Apparatus (2) for use when drilling with casing (300, 400), where the apparatus (2) comprises a tubular body (13) which has a continuous fluid flow path; a circulation sealing member and a cementing plug (75, 80) operatively connectable to the tubular body (13); a gripping element (135) to grip the casing (300, 400); and a top-driven rotation system (200, 710, 910) which should rotate the tubular body (13), characterized in that the cementing plug (75, 80) comprises at least two plugs (75, 80), where the at least two plugs (75 , 80) can be triggered by longitudinal displacement of a mandrel (70) inside a bore in the tubular body (13).

2. Apparatus (2) according to claim 1, characterized in that the plug (75, 80) can be triggered by fluid pressure.

3. Apparatus (2) according to claim 1, characterized in that the circulation sealing element can be connected to the tubular body (13) to circulate fluid while drilling with the casing (300, 400) into a formation.

4. Apparatus (2) according to claim 1, characterized in that the cementing plug (75, 80) can be connected to the tubular body (13) to set the casing (300, 400) in the formation using a physically changeable binding material.

5. Apparatus (2) according to claim 1, characterized in that it further comprises an active sealing element which is activated by the circulation sealing element.

6. Apparatus (2) according to claim 1, characterized in that the tubular body (13) is adapted to be able to circulate a drilling fluid or cement.

7. A method of cementing a casing (300, 400) within a formation, the method comprising: providing a gripping mechanism coupled to a cementing assembly and a top-driven rotation system (200, 710, 910); bringing the gripping mechanism into gripping engagement with the casing (300, 400); bringing a circulation seal member into sealing engagement with the casing (300, 400); moving the casing (300, 400) to a depth in the formation; and cementing the casing (300, 400) within the formation using the cementing assembly without releasing the grip and sealing engagement with the casing (300, 400), characterized in that cementing the casing (300, 400) comprises selectively releasing at least one plug (75, 80) into the casing (300, 400), and wherein the at least one plug (75, 80) is released by axial displacement of a sliding mandrel (70) placed inside the cementing assembly.

8. Method according to claim 22, characterized in that the gripping mechanism is a torque head.

9. Method according to claim 7, characterized in that the gripping mechanism is a spear.

10. Method according to claim 7, characterized in that moving the casing (300, 400) comprises lowering and rotating at least a part of the casing (300, 400) into the formation.

11. Method according to claim 10, characterized in that the part of the casing (300, 400) is a soil removal element which is operatively connected to its lower end.

12. Method according to claim 7, characterized in that the at least one plug is released by at least one ball which is selectively sent into a fluid flow using a plug injector placed above the cementing assembly.

13. Method according to claim 7, characterized in that creating a sealing engagement with the first pipe comprises pressing a first sealing element against the first pipe.

14. Method according to claim 13, characterized in that pressing the first sealing element against the first pipe activates a second sealing element.

15. Method according to claim 7, characterized in that it further comprises rotating the gripping mechanism while cementing.