NO771548L

NO771548L - HYDRAULIC UNDERWATER FOR UNDERWATER USE

Info

Publication number: NO771548L
Application number: NO771548A
Authority: NO
Inventors: Robert Arthur Neath
Original assignee: Exxon Production Research Co
Priority date: 1977-05-03
Filing date: 1977-05-03
Publication date: 1978-11-06

Description

Apparat for boring av en undervannsbrønn.Apparatus for drilling an underwater well.

Opfinnelsen vedrører gjenvinning av kontroll over en brønn ved regulering av trykket i brønnhullet ved sirkulering og dreping av blåsestøt under boreoperasjoner som utføres fra et flytende fartøy eller boreplattform med boring på sjø-bunnen. The invention relates to regaining control over a well by regulating the pressure in the wellbore by circulating and killing blowout during drilling operations carried out from a floating vessel or drilling platform with drilling on the seabed.

Boreoperasjoner som utføres fra flytende fartøyer omfatter vanligvis bruken av stigerør som forbinder det flytende fartøy med brønnhodet og annet utstyr på sjøbunnen. Slikt utstyr innbefatter vanligvis et kontrollsystem for hindring av utblåsning. Hensikten med systemet for hindring av utblåsning ved flytende boreoperasjoner er å tilveiebringe kontroll når det oppstår ét blåsestøt og tilveiebringe en innretning for sirkulering, kondisjonering og tilbakeføring av borehullet til statisk tilstand. Vanligvis innbefatter systemet for hindring av utblåsning sikkerhetsventiler mot utblåsning, en innretning for regulering av frigivningen av fluidum fra brønnen og en innretning for pumping av fluidum inn i brønnen. Drilling operations carried out from floating vessels usually involve the use of risers that connect the floating vessel to the wellhead and other equipment on the seabed. Such equipment usually includes a blowout prevention control system. The purpose of the blowout prevention system in floating drilling operations is to provide control when a blowout occurs and to provide a means for circulating, conditioning and returning the borehole to a static state. Typically, the blowout prevention system includes blowout safety valves, a device for controlling the release of fluid from the well, and a device for pumping fluid into the well.

Normalt er det hydrostatiske trykk for borefluidum-søylen i brønnen større enn trykket til formasjonsfluidumet og hindrer således strømmen av formasjonsfluidum inn i brønnhullet. Når en formasjon med et trykk større enn det hydrostatiske trykk i brønnen nås, er formasjonsfluidum istand til å gå inn i brøn-nen. Den første innstrømning av formasjonsfluidum blir vanligvis betegnet som et "blåsestøt". Sa lenge det hydrostatiske trykk kontrollerer brønnen, er sikkerhetsventilene mot utblåsning i åpen stilling. Opptrer imidlertid et støt, vil sikkerhetsventilen mot utblåsning og tilhørende utstyr påvirkes slik at det lukker brønnen. Normally, the hydrostatic pressure of the drilling fluid column in the well is greater than the pressure of the formation fluid and thus prevents the flow of formation fluid into the wellbore. When a formation with a pressure greater than the hydrostatic pressure in the well is reached, formation fluid is able to enter the well. The initial influx of formation fluid is commonly referred to as a "blow shock". As long as the hydrostatic pressure controls the well, the blowout safety valves are in the open position. However, if an impact occurs, the blowout safety valve and associated equipment will be affected so that it closes the well.

I de fleste tilfeller vil det når sikkerhetsventilene mot utblåsning er i lukket tilstand på grunn av opptreden av et blåsestøt være nødvendig med ekstra tiltak for å gjenvinne kontroll av brønnen. Et problem i forbindelse med oppretthold-else av kontrollen kan bero på det faktum at formasjonsfluidum som kommer inn i brønnen nesten bestandig vil inneholde noe gass. Gass er potensielt farlig, selv når den er blandet med slam, fordi den kan ekspandere sterkt når den stiger i brønnen. Hvis brønnen er stengt etter inngangen av vesentlige gassmengder og ikke noe forsøk gjøres på å fjerne gassen ved sirkulasjon under kontrollerte betingelser, vil gassen stige i den stengte brønn under påvirkning av tyngdekraften uten vesentlig ekspansjon. Under disse betingelser og når gassen når punktet for stengnin-gen, vil trykket ved dette punkt nå slike størrelser at trykket i brønnhullet kan resultere i feil i overflateutstyret, feil i foringsrøret eller nedbrytning av formasjonen. En slik situa-sjon kan resultere i en utblåsning. In most cases, when the blowout safety valves are in a closed state due to the occurrence of a blowout, additional measures will be necessary to regain control of the well. A problem in connection with maintaining control may be due to the fact that formation fluid entering the well will almost always contain some gas. Gas is potentially dangerous, even when mixed with mud, because it can expand greatly as it rises in the well. If the well is closed after the entry of significant amounts of gas and no attempt is made to remove the gas by circulation under controlled conditions, the gas will rise in the closed well under the influence of gravity without significant expansion. Under these conditions and when the gas reaches the point of closure, the pressure at this point will reach such magnitudes that the pressure in the wellbore may result in failure of the surface equipment, failure of the casing or breakdown of the formation. Such a situation can result in a blowout.

Det primære trekk ved kontroll av brønner som er blitt fylt med formasjonsfluidum er å sirkulere ut enhver forma-sjonsfluiduminnstrømning, mens man holder et konstant bunnhull-press noe større enn trykket for formasjonen fra det tidspunkt blåsestøtet fremkommer til vekten av slammet i hullet er til-strekkelig til å overbalansere formasjonstrykket. For å gjen-nomføre dette, kontrolleres strømmen fra ringrommet med en inn-stillbar strupeanordning, slik at trykket til fluidumet som pumpes gjennom borerøret for å sirkulere bort et blåsestøt kan kontrolleres for å holde konstant bunnhulltrykk. Ved kontroll av frigivningen av fluider fra brønnen kan fluidtrykket i brøn-nen reguleres for å tillate at forskjellen i vekt mellom et tungt fluidum som injiseres i brønnen og det lette slam eller gassen returnerer fluidumet og også tillater gassekspansjon. Kontrollert frigivning av fluidum fra brønnen kan også forhindre for sterk oppbygging av trykk som kan ødelegge formasjonen eller ødelegge foringsrøret. Etter at brønnfluider har passert gjennom strupeanordningen, kan det treffes anordninger for før-ing av fluidene til spillbeholdere, separatorer, slamtanker eller fakler etter ønske. The primary feature of controlling wells that have been filled with formation fluid is to circulate out any formation fluid inflow, while maintaining a constant bottomhole pressure somewhat greater than the pressure of the formation from the time the blowout occurs until the weight of the mud in the hole is sufficient to overbalance the formation pressure. To accomplish this, the flow from the annulus is controlled with an adjustable throttle device, so that the pressure of the fluid that is pumped through the drill pipe to circulate away a blowout can be controlled to maintain constant bottomhole pressure. By controlling the release of fluids from the well, the fluid pressure in the well can be regulated to allow the difference in weight between a heavy fluid injected into the well and the light mud or gas to return the fluid and also allow gas expansion. Controlled release of fluid from the well can also prevent too strong a build-up of pressure that can destroy the formation or damage the casing. After well fluids have passed through the throat device, arrangements can be made to guide the fluids to waste containers, separators, mud tanks or flares as desired.

Tidligere ble ved flytende boreoperasjoner kontrollert frigivning av fluider fra brønnen gjennomført ved hjelp av kontrolledninger som utstrakte seg fra sikkerhetsventilen mot utblåsning eller brønnhodeanordningen til borefartøyet på vann flaten. Vanligvis ville kontrolledninger bli festet til utsiden av stigerøranordningen. På det flytende fartøy ble høytrykks-fluidene ført gjennom en strupeanordning for å regulere passasjen, av fluidum gjennom kontrolledningene fra under den lukkede sikkerhetsventil. Previously, during floating drilling operations, the controlled release of fluids from the well was carried out using control lines that extended from the blowout safety valve or the wellhead device to the drilling vessel on the water surface. Typically, control lines would be attached to the outside of the riser assembly. On the floating vessel, the high-pressure fluids were passed through a throttle device to regulate the passage of fluid through the control lines from below the closed safety valve.

I dypt vann er det flere ulemper ved å ha brønnhull-fluidum lédet til fartøyet på denne måte. En ulempe er faren for at lekkasje kan utvikles i kontrolledningen eller i høy-trykksstrupeanordningens manifold på fartøyet. En ukontrollert frigivning av høytrykksfluider på borefartøyet kan medføre fare for borefartøyet såvel som for personalet på fartøyet. Uheldige betingelser til sjøs vil øke faren for at den lange fleksible kontrolledning kan briste eller lekke. En ekstra ulempe ved å ha høytrykkskontrolledningen utstrakt til borefartøyet er prob-lemet med utøvelsen av et ekstra trykk på foringsrøret og på den frilagte formasjon på grunn av dynamiske trykktap i den lange kontrolledning. En ytterligere ulempe i å ha høytrykks-brønnhullfluider ledet til flaten kan opptre ved at kontroll-ledningen blir tilplugget på grunn av dannelsen av hydrater i brønnfluidumet ved sjøbunnen eller før fluidumet når strupeanordningens manifold på overflaten. In deep water, there are several disadvantages to having wellbore fluid led to the vessel in this way. A disadvantage is the risk that a leak may develop in the control line or in the high-pressure throttle device manifold on the vessel. An uncontrolled release of high-pressure fluids on the drilling vessel can cause danger to the drilling vessel as well as to the personnel on the vessel. Unfortunate conditions at sea will increase the risk of the long flexible control line breaking or leaking. An additional disadvantage of having the high-pressure control line extended to the drilling vessel is the problem of exerting additional pressure on the casing and on the exposed formation due to dynamic pressure losses in the long control line. A further disadvantage in having high-pressure wellbore fluids led to the surface can occur when the control line becomes plugged due to the formation of hydrates in the well fluid at the seabed or before the fluid reaches the throttle manifold on the surface.

Foreliggende oppfinnelse har til hensikt å tilveiebringe et forbedret apparat og en fremgangsmåte for boring av en undervannsbrønn som tillater kontroll av brønnhulltrykket og sirkulering og dreping av et blåsestøt og hvor i hvert fall delvis de vanskeligheter som er antydet ovenfor unngås. Foreliggende oppfinnelse omfatter at fluidum tillates å strømme ut fra brønnen ved et punkt under noen eller alle sikkerhetsventiler for utblåsning ved hjelp av minst en fluidumledning med en innretning i ledningen under vannflaten for å regulere fluidumstrømmen. The purpose of the present invention is to provide an improved apparatus and a method for drilling an underwater well which allows control of the wellbore pressure and circulation and killing of a blowout and where at least partially the difficulties indicated above are avoided. The present invention includes fluid being allowed to flow out of the well at a point below some or all blowout safety valves by means of at least one fluid line with a device in the line below the water surface to regulate the fluid flow.

Fremgangsmåten og apparatet i henhold til oppfinnel-.sen er særlig anvendbare ved boring av den type hvor en boreplattform er fast eller flyter på vannflaten med en stigerør-anordning som utstrekker seg mellom boreplattformen og brønnen og med en sikkerhetsventil mot utblåsning plasert derimellom nær den nedre ende av stigerøranordningen. I samsvar med foreliggende oppfinnelse tilveiebringer minst en fluidum shuntledning en bane for høytrykksfluider som strømmer ut fra brønnen ved et punkt under noen eller alle komponenter i sikkerhetsanordningen mot utblåsning. En innretning i hver av shuntledningene kontrollerer strømmen av fluidum gjennom ledningen for å regulere fluidumtrykket i brønnen etter at komponentene til sikkerhetsventilen mot utblåsning er i lukket stilling. The method and apparatus according to the invention are particularly applicable in drilling of the type where a drilling platform is fixed or floats on the water surface with a riser device extending between the drilling platform and the well and with a safety valve against blowout placed between them near the lower end of the riser device. In accordance with the present invention, at least one fluid shunt line provides a path for high pressure fluids flowing out of the well at a point below some or all components of the blowout safety device. A device in each of the shunt lines controls the flow of fluid through the line to regulate the fluid pressure in the well after the components of the blowout safety valve are in the closed position.

Ved den foretrukkede utførelse av oppfinnelsen kan to fluidum shuntledninger som hver inneholder en hydraulisk strupeanordning benyttes for å regulere fluidumtrykket i brønnen. Hver shuntledning er forbundet ved den ene ende til en sikker-hetsanordning mot utblåsning og ved den andre ende er den forbundet nær den nedre ende av stigerøranordningen. Sikkerhetsanordningen mot utblåsning kan omfatte, men er ikke begrenset til den type sikkerhetsventiler mot utblåsning med fire sperrer og to ringformede sikkerhetsventiler mot utblåsning. Sperretypen av sikkerhetsventiler mot utblåsning kan omfatte tre rørsperrer som er anordnet som nedre, midtre og øvre rørsperrer og en avskjær-ingssperre som er plasert over den øvre rørsperre. En eller flere sikkerhetsventiler mot utblåsning av ringtypen kan være plasert over avskjæringssperren. Den nedre ende av en fluidum shuntledning er forbundet til sikkerhetsventilanordningen mot utblåsning ved et punkt mellom den øvre rørsperre og den midtre rørsperre. Den nedre ende av den andre fluidum shuntledning er forbundet til sikkerhetsventilanordningen mot utblåsning ved et punkt mellom den nedre rørsperre og den midtre rørserre. Hver av shuntledningene inneholder en hydraulisk strupeanordning av konvensjonell utforming for regulering av fluidumstrøm gjennom ledningene. En trykktransduser er festet oppstrøms for den hydrauliské strupeanordning til hver av ledningene for å overvåke fluidumtrykket i brønnen. I tillegg inneholder hver shuntledning to eller flere ventiler for å kontrollere fluidum-strømmen gjennom ledningene. In the preferred embodiment of the invention, two fluid shunt lines, each containing a hydraulic throttle device, can be used to regulate the fluid pressure in the well. Each shunt line is connected at one end to a blowout safety device and at the other end it is connected near the lower end of the riser device. The blowout safety device may include, but is not limited to, the type of blowout safety valves with four locks and two annular blowout safety valves. The barrier type of safety valves against blowout can comprise three pipe barriers which are arranged as lower, middle and upper pipe barriers and a cut-off barrier which is placed above the upper pipe barrier. One or more safety valves against blowing out of the ring type can be placed above the cut-off barrier. The lower end of a fluid shunt line is connected to the blowout safety valve device at a point between the upper pipe barrier and the middle pipe barrier. The lower end of the second fluid shunt line is connected to the safety valve device against blowout at a point between the lower pipe stop and the middle pipe stop. Each of the shunt lines contains a hydraulic throttling device of conventional design for regulating fluid flow through the lines. A pressure transducer is attached upstream of the hydraulic choke device to each of the lines to monitor the fluid pressure in the well. In addition, each shunt line contains two or more valves to control fluid flow through the lines.

I praksis for den foretrukkede utførelse, når en brønn er lukket av sikkerhetsventiler mot utblåsning, kan fluidumtrykket i brønnen reguleres ved kontrollert frigivning av fluider fra brønnen. I de fleste tilfeller er en brønn lukket ved lukking av de ringformede sikkerhetsventiler mot utblåsning, de øvre rørsperrer eller de midtre rørsperrer og forhindrer passasje av fluidum til den øvre kontrolledning og shuntledningene. Dette kan gjøres i shuntledningene ved å lukke ventilene eller strupeanordningene, hvis konstruert for full lukning, og den øvre kontrolledning ved lukkeventiler. Når det er ønskelig å sirkulere og å drepe et blåsestøt med borerøret ved eller nær bunnen, kan et fluidum pumpes inn i borerøret. Kontrollert frigivning av fluidum fra ringrommet mellom borerøret og forings-huset under den lukkede sikkerhetsventil mot utblåsning gjen-nomføres for å tillate fluidum å passere gjennom en fluidum-shuntledning som inneholder en hydraulisk aktivert strupeanordning. Strupeanordningen i hver shuntledning kan innstilles for å tillate en riktig strømningshastighet for å holde et ønsket bunntrykk. Ved lukking av strupeanordningen kan fluidumtrykket i brønnen økes og ved åpningen av strupeanordningen kan trykket senkes. Etter passering gjennom strupeanordningen kan fluidum injiseres i stigerøret ved et punkt nær den nedre ende av stigerøret hvor fluidene transporteres til. en shunt ved toppen av " stigerøret hvis ringrom med borerøret er avtettet med en pak-ning. In practice for the preferred embodiment, when a well is closed by safety valves against blowout, the fluid pressure in the well can be regulated by controlled release of fluids from the well. In most cases, a well is closed by closing the annular blowout safety valves, the upper pipe barriers or the middle pipe barriers and prevents the passage of fluid to the upper control line and shunt lines. This can be done in the shunt lines by closing the valves or throttle devices, if designed for full closure, and the upper control line at shut-off valves. When it is desired to circulate and kill a blowout with the drill pipe at or near the bottom, a fluid can be pumped into the drill pipe. Controlled release of fluid from the annulus between the drill pipe and the casing under the closed blowout safety valve is accomplished to allow fluid to pass through a fluid shunt line containing a hydraulically actuated throttle device. The throttle device in each shunt line can be adjusted to allow a proper flow rate to maintain a desired bottom pressure. When the throttle device is closed, the fluid pressure in the well can be increased and when the throttle device is opened, the pressure can be lowered. After passing through the throat device, fluid can be injected into the riser at a point near the lower end of the riser where the fluids are transported to. a shunt at the top of the riser whose annulus with the drill pipe is sealed with a gasket.

Ved andre utførelser av oppfinnelsen kan fluider som føres ut fra strupeanordningen ventileres til sjøen ved åpning av ventilen som står i forbindelse med sjøen eller injiseres i en lavtrykks kontrolledning som ender på borefartøyet. In other embodiments of the invention, fluids that are carried out from the throat device can be vented to the sea by opening the valve that is in connection with the sea or injected into a low-pressure control line that ends on the drilling vessel.

Hver shuntledning kan innbefatte en innretning for overvåkning av fluidumtrykket i brønnen. Etter at brønnen først er lukket, er det ofte ønskelig å kjenne fluidumtrykket i brøn-nen. En trykktransduser som er festet til hver shuntledning kan overføre et signal til borefartøyet hvor trykket kan overvåkes . Each shunt line can include a device for monitoring the fluid pressure in the well. After the well has first been closed, it is often desirable to know the fluid pressure in the well. A pressure transducer attached to each shunt line can transmit a signal to the drilling vessel where the pressure can be monitored.

Ved gjennomføring av oppfinnelsen unngås de proble-mer' som er forbundet med å ha høytrykksfluider.strupet på vannflaten. Da høytrykksfluidene fra brønnen strupes under vannflaten, er det ingen fare for en frigivning av høytrykksfluider på borefartøyet. I tillegg er ulempene ved å ha en lang flek-sibel kontrolledning som utstrekker seg til borefartøyet, i hvert fall delvis, unngått da fluidum shuntledningen er forbundet til stigerøret under vannflaten. Det er således en redusert fare for at shuntledningen kan brekke eller briste på grunn av uheldige betingelser i sjøen, og det er også betydelig mindre The implementation of the invention avoids the problems associated with having high-pressure fluids choked on the surface of the water. As the high-pressure fluids from the well are choked below the water surface, there is no danger of a release of high-pressure fluids on the drilling vessel. In addition, the disadvantages of having a long flexible control line that extends to the drilling vessel are, at least partially, avoided as the fluid shunt line is connected to the riser below the water surface. There is thus a reduced risk of the shunt line breaking or bursting due to unfavorable conditions in the sea, and there is also significantly less

trykkfall i shuntledningen. I tillegg hindrer oppfinnelsen til-plugging av kontrolledninger av hydrater. Fremgangsmåten og pressure drop in the shunt line. In addition, the invention prevents the plugging of control lines by hydrates. The procedure and

anordningen ifølge oppfinnelsen kan derfor ses som et betydelig fremskritt over de tidligere kjente systemer. the device according to the invention can therefore be seen as a significant advance over the previously known systems.

Oppfinnelsen skal i det følgende nærmere forklaresThe invention will be explained in more detail below

ved hjelp av et utførelseseksempel som er fremstilt på tegningen, som viser: fig. 1 et flytende borefartøy plasert på vannflaten med fluidum shuntledninger som forbinder den nedre del av sikkerhetsventilen mot utblåsning med stigerøret, by means of an embodiment shown in the drawing, which shows: fig. 1 a floating drilling vessel placed on the surface of the water with fluid shunt lines connecting the lower part of the blowout safety valve with the riser,

fig. 2 et skjematisk forstørret riss av fluidum shuntledningene som forbinder den nedre del av sikkerhetsventilen mot utblåsning med et stigerør. fig. 2 is a schematic enlarged view of the fluid shunt lines which connect the lower part of the blowout safety valve with a riser.

Tegningen viser en anordning som er egnet for gjennom-føring av oppfinnelsen. Fig. 1 viser et borefartøy 11 som er plasert på vannflaten 12 og ligger over et undervanns brønnhode og tilhørende utstyr. Borefartøyet holdes på plass over stedet ved hjelp av fortøyningsliner 13 og 14 som utstrekker seg ned-over til ankre (ikke vist) som er innleiret i sjøbunnen 15. Fartøyet er utstyrt med et boretårn 16, et heisesystem 17, et dreiebord 18 og annet egnet utstyr som benyttes til boringer. Boretårnet er plasert over en brønn eller et spor 19 gjennom hvilket utstyret kan heves og senkes. The drawing shows a device which is suitable for carrying out the invention. Fig. 1 shows a drilling vessel 11 which is placed on the water surface 12 and lies above an underwater wellhead and associated equipment. The drilling vessel is held in place over the site by means of mooring lines 13 and 14 which extend downward to anchors (not shown) embedded in the seabed 15. The vessel is equipped with a derrick 16, a hoist system 17, a turntable 18 and other suitable equipment used for drilling. The derrick is placed over a well or track 19 through which the equipment can be raised and lowered.

Undervannsbrønnhodeanordningen som er vist på fig. 1 innbefatter en mellombasisdel 20 som er plasert på sjøbunnen og er festet med et kuleledd til et ledningsrør 22 som utstrekker seg inn i brønnen. Ledningsrøret er sementert på plass som antydet med henvisningstallet 23. Et foringsrørhode 24 er festet til ledningsrøret og utstrekker seg gjennom basisdelen 20. The underwater wellhead assembly shown in fig. 1 includes an intermediate base part 20 which is placed on the seabed and is attached with a ball joint to a conduit pipe 22 which extends into the well. The conduit is cemented in place as indicated by reference numeral 23. A casing head 24 is attached to the conduit and extends through the base portion 20.

En borebrønnhodeinnretning over foringsrørhodet innbefatter en avtagbar brønnhodeforbindelse 26 av konvensjonell utforming. A wellhead assembly over the casing head includes a removable wellhead connection 26 of conventional design.

Som tydeligere vist på fig. 2, er det over den øvre ende av dette anordnet sikkerhetsventiler mot utblåsning av sperretypen, som er betegnet med 27, 28, 29 og 30, og to sikkerhetsventiler mot utblåsning av den ringformede type, som er betegnet med 31 As more clearly shown in fig. 2, over the upper end of this there are arranged safety valves against blow-out of the blocking type, which are designated by 27, 28, 29 and 30, and two safety valves against blow-out of the annular type, which are designated by 31

og 32. Sikkerhetsventiler mot utblåsning 28, 29 og 30 er rør-sperrer, og sikkerhetsventilen mot utblåsning 27 er en avskjær-ingssperre. En kuleforbindelse 33 er forbundet til anordningen over sikkerhetsventilene, og en fjerndrevet hurtig avtagnings- and 32. Safety valves against blow-out 28, 29 and 30 are pipe stoppers, and the safety valve against blow-out 27 is a cut-off valve. A ball joint 33 is connected to the device above the safety valves, and a remote-operated quick release

og tetningsanordning (ikke vist på tegningene) kan også benyttes. Et seksjonsoppdelt ledningsrør eller stigerør 34 og en and sealing device (not shown in the drawings) can also be used. A sectioned conduit or riser 34 and a

øvre kontrolledning 15 utstrekker seg oppover til borefartøyet ved vannflaten. upper control line 15 extends upwards to the drilling vessel at the water surface.

Fluidum shuntledninger 3 6 og 4 5 er forbundet ved en ende til stigerøret 34 nær den ringformede sikkerhetsventil mot utblåsning 32 og ved den andre ende til systemet med sikkerhetsventilen mot1'Utblåsning. Shuntledningen 36 er forbundet til systemet av sikkerhetsventilen mot utblåsning ved et punkt mellom den nedre rørsperre 30 og den midtre rørsperre 29. Shuntledningen 4 5 er forbundet til systemet av sikkerhetsventilen mot utblåsning ved et punkt mellom den øvre rørsperre 28 og den midtre rørsperre 29. Hydrauliske strupeanordninger 37 og 43 Fluid shunt lines 3 6 and 4 5 are connected at one end to the riser 34 near the annular safety valve against blow-out 32 and at the other end to the system with the safety valve against blow-out. The shunt line 36 is connected to the system of the safety valve against blow-out at a point between the lower pipe barrier 30 and the middle pipe barrier 29. The shunt line 4 5 is connected to the system of the safety valve against blow-out at a point between the upper pipe barrier 28 and the middle pipe barrier 29. Hydraulic throat devices 37 and 43

er plasert i shuntledningene 36 og 45. Også i hver av shuntledningene er det plasert ventiler 46, 47, 48, 49, 53 og 54. Trykktrairsdusere 42 og 44 er plasert på shuntledningene 36 og 45 mellom de hydrauliske strupeanordninger og sikkerhetsventilene mot utblåsning. are placed in the shunt lines 36 and 45. Valves 46, 47, 48, 49, 53 and 54 are also placed in each of the shunt lines. Pressure traisers 42 and 44 are placed on the shunt lines 36 and 45 between the hydraulic throttling devices and the safety valves against blowout.

Ved bruk av oppfinnelsen, når et blåsestøt opptrer, vil formasjonsfluider rundt brønnhullet begynne å strømme og systemet av sikkerhetsventilen mot utblåsning lukke brønnen. Det vises igjen til fig. 2 hvor sikkerhetsventilsystemet mot utblåsning lukker brønnen ved å lukke de ringformede sikkerhetsventiler mot utblåsning 31 og 32, avskjæringssperren 31 eller den øvre rørsperre 28 eller en hvilken som helst kombina-sjon av disse sikkerhetsventiler. Fortrinnsvis blir ventilene 46, 47, 48, 49, 40, 41, 51, 52, 53 og 54 også i lukket stilling for å forhindre passasje av fluidum gjennom shuntledningene eller den øvre kontrolledning. Fortrinnsvis blir strupeanordningen i shuntledningen også lukket. For å føre brønnen tilbake til stabilisert tilstand injiseres slam i brønnen gjennom et borerør til bunnen av brønnen og returneres gjennom borerør-foringshusringrommet. Vekten av dette slam økes for å utøve et hydrostatisk trykk som er noe større enn det beregnede forma-sjonstrykk for å stoppe innstrømning av formasjonsfluider. Slam-tettheten som er nødvendig for å drepe brønnen kan bestemmes av fagmannen. Valg av slaminnføringshastighet bør gjøres etter om-hyggelig betraktning av brønntilstanden, såsom lukketrykk, pumpekapasitet og friksjonstap som resulterer av sirkulasjon. Dette kan også bestemmes av fagmannen. Når stabilisert sirkulasjon er oppnådd, kan injeksjonshastigheten for slam være konstant til brønnen er lukket igjen eller den er drept. When using the invention, when a blowout occurs, formation fluids around the wellbore will begin to flow and the blowout safety valve system will close the well. Reference is again made to fig. 2 where the safety valve system against blowout closes the well by closing the annular safety valves against blowout 31 and 32, the cut-off barrier 31 or the upper pipe barrier 28 or any combination of these safety valves. Preferably, the valves 46, 47, 48, 49, 40, 41, 51, 52, 53 and 54 are also in the closed position to prevent the passage of fluid through the shunt lines or the upper control line. Preferably, the throttle device in the shunt line is also closed. To return the well to a stabilized state, mud is injected into the well through a drill pipe to the bottom of the well and returned through the drill pipe casing annulus. The weight of this mud is increased to exert a hydrostatic pressure somewhat greater than the calculated formation pressure to stop the inflow of formation fluids. The mud density necessary to kill the well can be determined by one skilled in the art. Selection of mud introduction rate should be made after careful consideration of the well condition, such as shut-in pressure, pump capacity and friction loss resulting from circulation. This can also be determined by the expert. Once stabilized circulation is achieved, the mud injection rate can be constant until the well is closed again or it is killed.

Høytrykksfluider i brønnen tillates å unnvike gjennom enten fluidum shuntledningene 3 6 eller 45. Det er foretrukket at bare en fluidum shuntledning blir benyttet for å spare den andre ledning for bruk i tilfelle av at den første ledning lekker, brister, slites ned eller på annen måte kommer i ikke brukbar tilstand. Av sikkerhetsgrunner er det videre foretrukket å benytte shuntledningen 4 5 før bruk av shuntledningen 36. Hvis f. eks. en lekkasje utvikles i systemet ved et eller annet punkt over den midtre rørsperre 29, kan den midtre rørsperre lukkes for å stoppe lekkasjen, og shuntledningen 36 kan alter-nativt benyttes for kontrollert frigivning av fluidum fra brøn-nen. High pressure fluids in the well are allowed to escape through either fluid shunt lines 3 6 or 45. It is preferred that only one fluid shunt line be used to save the second line for use in the event that the first line leaks, ruptures, wears down or otherwise arrives in unusable condition. For safety reasons, it is further preferred to use the shunt line 4 5 before using the shunt line 36. If, e.g. a leak develops in the system at some point above the middle pipe barrier 29, the middle pipe barrier can be closed to stop the leak, and the shunt line 36 can alternatively be used for controlled release of fluid from the well.

Hydrauliske strupeanordninger 37 og 43 regulerer strømmen av fluidum gjennom shuntledningene 36 og 45. Strupeanordningens innstilling ved begynnelsen av drepeoperasjonen eller etter en forlenget stengeperiode bør være slik at ringrommets trykk under sirkulasjonen er noe høyere enn stengetrykket umid-delbart før sirkulasjon. Ved sirkulasjon av et blåsestøt i brønnen på denne måte, vil bunnhulltrykket være trykket for slam-søylen pluss det overtrykk som tilføyes til normal sirkulasjons-trykk. Derfor vil mengden av overtrykk kontrolleres av strupean-ordningstrykket. Hvis det f. eks. er ønsket å redusere bunnhulltrykket, kan den hydrauliske strupeanordning åpnes mer, og hvis det er ønsket å øke bunnhulltrykket, kan den hydrauliske strupeanordning lukkes mer for å begrense strømmen. Hvis vekten av slammet som sirkuleres ikke varierer, vil bunnhulltrykket forbli konstant. Hvis imidlertid tettheten for slammet øker på den måte som er angitt tidligere og slammet injiseres med en konstant hastighet, bør pumpetrykket reduseres for å kompensere for det økede hydrostatiske slamhode for å holde et konstant bunnhulltrykk. Ved innstilling av den hydrauliske strupeanordning i shuntledningen for å kontrollere hastigheten for fluidum-strøm fra brønnen, kan trykket som kreves for å injisere slam varieres og således kan bunnhulltrykket holdes ved et ønsket nivå for å hindre formasjonsfluider fra å strømme inn i brønnen. Hydraulic throttling devices 37 and 43 regulate the flow of fluid through the shunt lines 36 and 45. The throttling device's setting at the beginning of the killing operation or after an extended closing period should be such that the annulus pressure during circulation is somewhat higher than the closing pressure immediately before circulation. When circulating a blowout in the well in this way, the bottom hole pressure will be the pressure for the mud column plus the overpressure that is added to the normal circulation pressure. Therefore, the amount of overpressure will be controlled by the strupean arrangement pressure. If it e.g. if it is desired to reduce the bottomhole pressure, the hydraulic throttling device can be opened more, and if it is desired to increase the bottomhole pressure, the hydraulic throttling device can be closed more to limit the flow. If the weight of the mud being circulated does not vary, the bottom hole pressure will remain constant. If, however, the density of the mud increases in the manner indicated earlier and the mud is injected at a constant rate, the pump pressure should be reduced to compensate for the increased hydrostatic mud head to maintain a constant bottomhole pressure. By setting the hydraulic throttling device in the shunt line to control the rate of fluid flow from the well, the pressure required to inject mud can be varied and thus the bottomhole pressure can be maintained at a desired level to prevent formation fluids from flowing into the well.

Shuntledningene 36 og 45 fortsetter forbi de hydrauliske strupeanordninger til stigerøranordningen ved et punkt nær den ringformede sikkerhetsventil for utblåsning 32. I praksis for denne utførelse er ventilene 53 og 54 åpne og ventilene 51 og 52 lukket. Shuntledningene kan forbindes med stigerøret ved ethvert punkt. Det er imidlertid foretrukket å ha forbindelsen så nær som praktisk mulig til den øverste komponent i sikkerhetsventilen mot utblåsning. Det er foretrukket for å redusere strømningsbanen for høytrykksfluider gjennom shuntledningen. The shunt lines 36 and 45 continue past the hydraulic throttle devices to the riser device at a point near the annular blowout safety valve 32. In practice for this embodiment, valves 53 and 54 are open and valves 51 and 52 are closed. The shunt lines can be connected to the riser at any point. However, it is preferred to have the connection as close as practical to the topmost component of the blowout safety valve. It is preferred to reduce the flow path of high pressure fluids through the shunt line.

Ved å ha en kort shuntledning reduseres det dynamiske trykktap, og chansen for lekkasje eller bruddutvikling i ledningen reduseres. Etter injisering i stigerøret tillates fluidene å passere opp stigerøret til en gass-shunt som er plasert ved toppen av stigerøret. Selv om en gass-shunt ikke bestandig ér krevet, er det fordelaktig å benytte slikt utstyr for å lede gass bort.fra riggen. For å hjelpe til med å løfte slammet, formasjonsfluider og borekutt opp stigerøret og å fortynne gassen som strøm-mer opp stigerøret, kan ekstra fluider føres gjennom strømnings-ledningen 50 og injiseres i stigerøret ved et punkt nær den nedre ende av stigerøret. By having a short shunt line, the dynamic pressure loss is reduced, and the chance of leakage or breakage in the line is reduced. After injection into the riser, the fluids are allowed to pass up the riser to a gas shunt placed at the top of the riser. Although a gas shunt is not always required, it is advantageous to use such equipment to divert gas away from the rig. To help lift the mud, formation fluids and cuttings up the riser and to dilute the gas flowing up the riser, additional fluids can be passed through flow line 50 and injected into the riser at a point near the lower end of the riser.

En alternativ vei fra nedstrøms for strueanordningen eller strupeanordningene kan være å føre ut det ventilerte brønn-fluidum i lavtrykksledninger 60 og 61 plasert hosliggende til eller festet til stigerøret med åpningsventil 51 og lukkeventil 53 eller åpningsventil 52 og lukkeventil 54. I de flésté tile-feller vil ledningene 60 og 61 benyttes for transport av fluider til borefartøyet når stigerøret er ødelagt. An alternative way from downstream of the throttling device or devices can be to lead out the ventilated well fluid in low-pressure lines 60 and 61 placed adjacent to or attached to the riser with opening valve 51 and closing valve 53 or opening valve 52 and closing valve 54. In the flésté tile traps, lines 60 and 61 will be used for transporting fluids to the drilling vessel when the riser is broken.

En annen vei for fluidene fra nedstrøms for strupeanordningen eller strupeanordningene kan innbefatte føring av slike fluider inn i vannet forutsatt at fluidene ikke foruren-ser eller forgifter omgivelsene. Ventiler og ledninger som illustrerer denne utførelse er utelatt fra fig. 1 og 2 av over-siktsgrunner. Another route for the fluids from downstream of the throat device or throat devices may include the passage of such fluids into the water, provided that the fluids do not pollute or poison the surroundings. Valves and lines illustrating this embodiment are omitted from fig. 1 and 2 for overview reasons.

I det tilfelle at det flytende fartøy forlater stedet i en krisesituasjon som krever avskjæring av borerøret og frigivning av stigerøret, er borerøret opphengt i den øvre rør-sperre 28 og-oppdelt i to ved aktivering av avskjæringssperren 27 som også avtetter brønnhullet. Når borefartøyet kommer tilbake til stedet og stigerøret reinstalleres, åpnes ventilene 40 og 41 på den øvre kontrolledning 35, og fluidum pumpes til den øvre kontrolledning gjennom skjæringen og det ophengte borerør til bunnen av brønnen og føres igjen opp ringrommet og gjennom en av shuntledningene. Tilbakeføringene kontrolleres av strupe anordningen i shuntledningen for å holde trykket som kreves for kontroll av formasjonstrykket. Som tidligere omtalt kan fluidum fra strupeanordningen føres ut i stigerøret, havet eller en separat lavtrykksledning som er festet til stigerøret og ender ved en fluidumseparator på boreskipet. In the event that the floating vessel leaves the site in a crisis situation that requires cutting off the drill pipe and releasing the riser, the drill pipe is suspended in the upper pipe barrier 28 and divided in two by activation of the cut-off barrier 27 which also seals the wellbore. When the drilling vessel returns to the site and the riser is reinstalled, the valves 40 and 41 on the upper control line 35 are opened, and fluid is pumped to the upper control line through the cutting and the unsuspended drill pipe to the bottom of the well and is again led up the annulus and through a of the shunt lines. The returns are controlled by the throttle device in the shunt line to maintain the pressure required to control the formation pressure. As previously discussed, fluid from the throat device can be led out into the riser, the sea or a separate low-pressure line that is attached to the riser and ends at a fluid separator on the drilling ship.

Det skal forstås i praksis av oppfinnelsen at en eller flere shuntledninger som inneholder en strupeanordning kan benyttes for å kontrollere frigivningen av høytrykksfluider fra brønnen. Minst en shuntledning er krevet ved gjennomføring av oppfinnelsen, men som det fremgår av ovenstående kan mer enn en shuntledning være ønskelig for å gi et overskudd til systemet . It should be understood in practice of the invention that one or more shunt lines containing a throttling device can be used to control the release of high-pressure fluids from the well. At least one shunt line is required when implementing the invention, but as can be seen from the above, more than one shunt line may be desirable to give a surplus to the system.

De hydrauliske strupeanordninger som benyttes ved gjennomføring av oppfinnelsen kan være en hvilken som helst egnet strupeanordning som kan benyttes for å regulere strømning av fluidum på den måte som er anført. Et eksempel på to kommer-sielt tilgjengelige strupeanordninger som kan benyttes ved oppfinnelsen innbefatter "The Cameron Power Operated Choke" og "Super Choke - 10.000 psi". Disse er innstillbare strupeanordninger som tillater fjernstyrte forandringer i strupeanordningens størrelse som er nødvendig for drepingsprosedyrene som er anført. De hydrauliske strupeanordninger kan kontrolleres av kontrollsystemet for sikkerhetsventilen mot utblåsning. Mer spesielt kan hydrauliske fluider som benyttes for drift av systemet med sikkerhetsventil for utblåsning benyttes for å innstille eller regulere den hydrauliske strupeanordning. The hydraulic throttling devices used in carrying out the invention can be any suitable throttling device that can be used to regulate the flow of fluid in the manner indicated. An example of two commercially available choke devices that can be used with the invention include "The Cameron Power Operated Choke" and "Super Choke - 10,000 psi". These are adjustable choke devices that allow remote controlled changes in the size of the choke device necessary for the killing procedures listed. The hydraulic throttling devices can be controlled by the blowout safety valve control system. More particularly, hydraulic fluids used for operating the system with safety valve for blow-off can be used to set or regulate the hydraulic throttle device.

For sirkulasjonsfleksibilitet og i tilfelle av at shunt-strupeledningen lekker eller brister er ventiler plasert i ledningene 36 og 45. I de fleste tilfeller anbefales hydraulisk drevne feilsikkerhetsventiler for utgangen til shuntledningene. Da sideutløpene er kjente områder for sandkutting og erosjon, bør disse ventiler plaseres så nær sikkerhetsventilen mot utblåsning som mulig og med et minimum av forbindelse mellom sikkerhetsanordningen og ventilene. Minst en av ventilene bør være forbundet direkte til sikkerhetsanordningen og fortrinnsvis før strømningsledningen eller ledningsbanen gjør en dreining. Det ville være bedre hvis begge kunne være plasert foran denne dreining i strømningsbanen. Det er imidlertid en breddebegrens-ning på anordningen, og ventilene er utsatt for å brytes av hvis de rager for langt ut. Av disse grunner kan en ventil plaseres direkte på anordningen og den andre etter dreiningen i strøm-ningsbanen. For circulation flexibility and in the event that the shunt choke line leaks or breaks, valves are located in lines 36 and 45. In most cases, hydraulically operated fail-safe valves are recommended for the outlet of the shunt lines. As the side outlets are known areas for sand cutting and erosion, these valves should be placed as close to the blowout safety valve as possible and with a minimum of connection between the safety device and the valves. At least one of the valves should be connected directly to the safety device and preferably before the flow line or line path makes a turn. It would be better if both could be placed in front of this turn in the flow path. However, there is a width limitation on the device, and the valves are liable to break off if they protrude too far. For these reasons, one valve can be placed directly on the device and the other after the turn in the flow path.

En trykkovervåkningsinnretning kan være forbundetA pressure monitoring device may be connected

til boreapparatet for å måle fluidumtrykket i brønnen. Det er foretrukket at trykkovervåkningsinnretningen er en trykktransduser som er forbundet til hver av shuntledningene mellom strupeanordningen og brønnen. Trykktransduseren kan sende et signal til overflaten som er representativ for fluidumtrykket i brønnen. Signalet kan mottas ved overflaten og fluidumtrykket i brønnen bestemmes. Fra slike informasjoner kan brønnoperatøren innstille strueanordningen i den egnede shuntledning for å regulere passasjen av fluidum gjennom ledningen for å kontrollere trykket i formasjonen. Hvis f. eks. fluidumtrykket i brønnen øker, kan operatøren innstille den hydrauliske strupeanordning for å tillate mer fluidum å passere gjennom ledningen for å redusere trykket i brønnen på en måte som tidligere beskrevet. På den annen side, hvis trykket i brønnen avtar, kan operatøren innstille strupeanordningen for å begrense passasjen av fluidum gjennom ledningen. to the drilling rig to measure the fluid pressure in the well. It is preferred that the pressure monitoring device is a pressure transducer which is connected to each of the shunt lines between the throttle device and the well. The pressure transducer can send a signal to the surface that is representative of the fluid pressure in the well. The signal can be received at the surface and the fluid pressure in the well is determined. From such information, the well operator can set the throttling device in the appropriate shunt line to regulate the passage of fluid through the line to control the pressure in the formation. If e.g. the fluid pressure in the well increases, the operator can set the hydraulic choke device to allow more fluid to pass through the line to reduce the pressure in the well in a manner as previously described. On the other hand, if the pressure in the well decreases, the operator can set the throttle device to limit the passage of fluid through the line.

Denne fremgangsmåte for overvåkning av høytrykksflui-dum i brønnen for innstilling av den hydrauliske strupeanordning er særlig anvendbar under perioden etter at den er avstengt og før fluidum sirkuleres i brønnen. Når slam pumpes inn i brønnen med en konstant hastighet og tettheten for slammet øker, må for å holde et konstant bunnhulltrykk det trykk som kreves for å innføre slammet tillates å forandre seg. Ved kontrollert frigivning av fluidumet gjennom shuntledningene på den måte som er beskrevet ovenfor, kan det trykk som kreves for å injisere slammet i brønnen varieres på ønsket måte. Derfor vil operatøren lettere bruke en trykkovervåkningsinnretning for å måle trykket for slammet som innføres i brønnen isteden for fluidumtrykket i shuntledningen under disse omstendigheter hvor en brønn brin-ges under kontroll ved innføring av slam med høyere tetthet. This method for monitoring high-pressure fluid in the well for setting the hydraulic throttling device is particularly applicable during the period after it has been shut off and before fluid is circulated in the well. When mud is pumped into the well at a constant rate and the density of the mud increases, to maintain a constant bottom hole pressure the pressure required to introduce the mud must be allowed to change. By controlled release of the fluid through the shunt lines in the manner described above, the pressure required to inject the mud into the well can be varied as desired. Therefore, the operator will more easily use a pressure monitoring device to measure the pressure of the mud introduced into the well instead of the fluid pressure in the shunt line under these circumstances where a well is brought under control by introducing mud with a higher density.

En automatisk strupeanordnings innstillingsinnretning kan benyttes ved oppfinnelsen for å regulere fluidumtrykket gjennom shuntledningen. F. eks. kan en overvåkningsinnretning være forbundet med brønnapparatet for å måle fluidumtrykket i brønnen. Overvåkningsinnretningen vil sende et signal til strupe-innstillingsinnretningen som vil regulere strupeanordningen auto matisk som svar på signalet fra overvåkningsinnretningen. Hvis trykket i brønnen begynner å øke, vil trykkovervåkningsinnretningen sende et signal til strupeanordningens innstillingsinnretning, hvilket signal indikerer dette, og innstillingsinnret-ningen vil på sin side innstille-strupeanordningen for å tillate mer fluidum å passere gjennom ledningen og således redusere trykket i brønnen. Generelt kan undervannsstrupeanordninger bli inn-stilt for å holde et konstant borerørtrykk på nøyaktig den samme måte som når strupeanordningen er plasert ved overflaten. An automatic throttling device setting device can be used in the invention to regulate the fluid pressure through the shunt line. For example a monitoring device can be connected to the well apparatus to measure the fluid pressure in the well. The monitoring device will send a signal to the throttle setting device which will adjust the throttle device automatically in response to the signal from the monitoring device. If the pressure in the well begins to increase, the pressure monitoring device will send a signal to the throttle setting device, which signal indicates this, and the setting device will in turn adjust the throttle device to allow more fluid to pass through the line and thus reduce the pressure in the well. In general, underwater choke devices can be adjusted to maintain a constant drill pipe pressure in exactly the same way as when the choke device is placed at the surface.

Det skal forstås at boreapparatet ifølge oppfinnelsen ikke er begrenset til den utførelse som er vist på tegningen og at mange forandringer kan foretas i form eller type fluidum shuntledning, strupeventil eller andre elementer innenfor opp-finnelsens ramme. It should be understood that the drilling apparatus according to the invention is not limited to the design shown in the drawing and that many changes can be made in the form or type of fluid shunt line, throttle valve or other elements within the scope of the invention.

Claims

1. Apparatus for drilling an underwater well on the seabed from a drilling platform, characterized in that it comprises a riser extending between the platform and the well, at least one blowout safety valve connected to the riser near its lower end, at least one fluid shunt providing at least one fluid flow path from the well at a point below the blowout safety valve to the lower inner part of the riser pipe at a point above the top blowout safety valve, and a device in the shunt line for regulating the fluid flow through the shunt line.

2. Apparatus according to claim 1, characterized in that two fluid shunt lines provide fluid flow paths from the well at a point below the safety valve against blowout.

3. Apparatus according to claim 1, characterized in that the device for regulating the fluid flow is a hydraulic throttle device.

4. Apparatus according to claim 3, characterized by that the hydraulic throttling device is remotely controllable.

5. Apparatus according to claim 1, characterized in that it comprises valves in each of the fluid shunt lines.

6. Apparatus according to claim 1, characterized in that the shunt line contains at least one pressure monitoring device which is placed in each shunt line between the device for regulating fluid flow and the well.

7. Apparatus according to claim 6, characterized in that the pressure monitoring device includes a pressure transducer.

8. Apparatus for drilling an underwater well in the seabed from a drilling platform, characterized in that it comprises a riser pipe extending between the platform and the well, a device for preventing blowout comprising at least one safety valve against blowout which is connected to the lower end of the riser, at least one fluid shunt providing at least one fluid flow path between the well at a point below at least one of the blowout safety valves and the lower interior of the riser at a point above the top blowout safety valve, and a device in each shunt for regulation of fluid flow-but through the shunt line.

9. Method for regulating the pressure in an underwater well by circulating and killing a blowout during drilling operations that is directed from a drilling platform with equipment that includes a riser line extending between the drilling platform at the water surface and the well and at least one blowout safety valve that is placed in between near the lower end of the riser pipeline, characterized in that the well fluid is led from a point below the safety valve against blowout to the lower inner part of the riser pipeline at a point above the top safety valve against blowout by means of at least one shunt line for fluid, and that the passage of fluid through the shunt line is regulated at a point in the shunt line.

10. Method according to claim 9, characterized in that the fluid flow through the shunt line is regulated in the line near its lower end.

11. Method according to claim 9, characterized in that the pressure for the fluids in the shunt line is monitored between the device for regulating the fluid flow and the well using a pressure-sensitive device, that the device for regulating the fluid flow is set in accordance with a pressure change in the shunt line to control the fluid pressure in the well.

12. Method according to claim 11, characterized in that the pressure for the fluids is monitored using at least one pressure transducer.