NO801334L

NO801334L - BRENNVERKTOY ORIENTATION SYSTEM WITH REMOTE INDICATOR

Info

Publication number: NO801334L
Application number: NO801334A
Authority: NO
Inventors: Michael Lee Wilson
Original assignee: Armco Inc
Priority date: 1979-05-07
Filing date: 1980-05-06
Publication date: 1980-11-10

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører et apparat for fjerninstalla-' sjon av et brønnverktøy i en undervanns brønninstallasjon ved hjelp av operasjoner som utføres på vannoverflaten. The present invention relates to an apparatus for remote installation of a well tool in an underwater well installation by means of operations carried out on the water surface.

Det er nå vanlig å installere brønnverktøy, typisk rørhengere for flere rørstrenger, i én undervannsbrønnsinstallasjon ved fjernstyrte operasjoner som utføres fra et fartøy, en plattform It is now common to install well tools, typically pipe hangers for several pipe strings, in one subsea well installation in remotely controlled operations carried out from a vessel, a platform

eller lignende operasjonsbase ved vannflaten, hvor brønnverktøyet landes fjernstyrt ved hjelp av en håndteringsstreng og et styresystem, og deretter roteres ved å manipulere håndteringsstrengen for å bringe brønnen i en forutbestemt rotasjonsorientering. • Ifølge vanlig praksis er brønninstallasjonen forsynt med en del, typisk et øvre brønnhodelegeme, som har et opprettstående indre lokalisatorspor som, på grunn av at denne del er blitt installert ved hjelp av styresystemet, har en kjent rotasjonsorientering. Brønnverktøyet landes så ved hjelp av or similar operating base at the water surface, where the well tool is landed remotely using a handling string and a control system, and then rotated by manipulating the handling string to bring the well into a predetermined rotational orientation. • According to common practice, the well installation is provided with a part, typically an upper wellhead body, which has an upright internal locator track which, because this part has been installed using the control system, has a known rotational orientation. The well tool is then landed using

midler som omfatter en fjærpåvirket lokalisatorkile, idet styresystemet benyttes til å sikre at lokalisatorkilen forskyves mot urviserne fra lokalisatorspalten.. Ved manipulering av håndteringsstrengen roteres så.brønnverktøyet med urviserne til det oppstår en markert økning i dreiemomentet, idet denne økning er et tvetydig indikasjon på at lokalisatorkilen på verktøyet har sprunget inn i lokalisatorspalten i brønnhodelegemet eller en annen del. Sidenøkningen av dreiemomentet kan skyldes flere andre grunner, trekkes håndteringsstrengen opp, dreies med urviserne for å forskyve lokalisatorkilen fra lokalisatorspalten i retning med urviserne, og senkes så for å igjen lande brønnverktøyet, og roteres deretter mot urviserne for på nytt å bringe kilen inn i spalten.. Dersom en økning i dreiemomentet på nytt oppstår, slutter man at lokalisatorkilen befinner seg i inngrep i lokalisatorspalten. Selv om slike fremgangsmåter er akseptert, later de tilbake mye å ønske fordi selv to økninger .i dreiemoment er i beste fall en indikasjon som er beheftet med betydelig tvetydighet. means comprising a spring-actuated locator wedge, the control system being used to ensure that the locator wedge is displaced clockwise from the locator slot.. When manipulating the handling string, the well tool is then rotated clockwise until a marked increase in torque occurs, this increase being an ambiguous indication that the locator wedge on the tool has snapped into the locator slot in the wellhead body or another part. The lateral increase in torque can be due to several other reasons, the handling string is pulled up, turned clockwise to displace the locator wedge from the locator slot in a clockwise direction, and then lowered to re-land the well tool, and then rotated counterclockwise to bring the wedge into the slot again .. If an increase in the torque occurs again, it is concluded that the locator wedge is engaged in the locator gap. Although such methods are accepted, they leave much to be desired because even two increases in torque are at best an indication fraught with considerable ambiguity.

Et hovedsakelig formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et apparat og en fremgangsmåte nyttig for fjernstyring av brønn-verktøy som krever rotasjonsorientering og som gir en positiv, hovedsakelig, utvetydig fjernindikasjon som viser at brønnverk- A main purpose of the invention is to provide an apparatus and a method useful for the remote control of well tools which require rotational orientation and which provide a positive, essentially, unambiguous remote indication which shows that well tools

■tøyet er blitt riktig orientert.■the laundry has been correctly oriented.

Et annet formål er å tilveiebringe en slik fremgangsmåte og apparat som benytter en fluidtrykkrets i et slikt verktøy som et middel for å gi en slik fjernindikasjon. Another object is to provide such a method and apparatus which utilizes a fluid pressure circuit in such a tool as a means of providing such a remote indication.

Enda et formål ved oppfinnelsen er å tilveiebringe en : slik fremgangsmåte og et slikt apparat hvor det oppstår et trykktap inntil lokalisatorkilen er kommet i inngrep med lokalisatorspalten og hvor den forønskede fjernindikasjon gir seg utslag som et opphør i trykktapet. Another object of the invention is to provide such a method and such an apparatus where a pressure loss occurs until the locator wedge has come into engagement with the locator slot and where the desired remote indication results in a cessation of the pressure loss.

Oppfinnelsen er anvendelig for de undervanns brønninstallasjoner hvor en rørhenger for flere strenger'eller et annet brønnverktøy først landes under fjernstyring og deretter rotasjonsorlenteres ved.bruk av et håndteringsverktøy som manipuleres av en håndteringsstreng. The invention is applicable to those underwater well installations where a pipe hanger for several strings or another well tool is first landed under remote control and then rotated using a handling tool which is manipulated by a handling string.

Ifølge oppfinnelsen er det tilveiebragt et apparat for fjern-'installasjon av et brønnverktøy i en undervanns brønninstallasjon According to the invention, an apparatus is provided for the remote installation of a well tool in an underwater well installation

■ ved operasjoner som utføres fra en operasjonsbase ved vannoverflaten ved hjelp av et styresystem og en håndteringsstreng,karakterisert vedkombinasjonen av et håndteringsverktøy omfattende et legeme som er forbindbart med håndteringsstrengen og som har en trykkfluidkanal som er forbindbar via håndteringsstrengen til en fluidumskilde under trykk plassert ved operasjonsbasen, ■ in operations carried out from an operational base at the water surface by means of a control system and a handling string, characterized by the combination of a handling tool comprising a body which is connectable to the handling string and which has a pressurized fluid channel which is connectable via the handling string to a fluid source under pressure located at the operating base ,

en lokalisatoranordning som bæres av legemet og som er bevegelig fra en inritrukket, inaktiv stilling til en sideveis utragende, aktiv stilling, fjærende midler som tvinger lokalisatoranordningen til sin utadragende stilling, en utløpsåpning for trykkfluid som står i forbindelse, med nevnte kanal, en ventilinnretning som er anordnet til å forhindre utstrømning av fluid via utløps-åpningen når ventilinnretningen ;:er lukket og som tillater slik utstrømning når ventilinnretningen er åpen, hvilken ventilinnretning omfatter betjeningsmidler som reagerer på bevegelse av lokalisatoranordningen for å åpne ventilinnretningen når lokalisatoranordningen befinner seg i tilbaketrukket stilling'og lukke ventilinnretningen når lokalisatoranordningen er i sin utadragende stilling, og midler for dannelse av et utvidbart kammer som en i a localizer device which is carried by the body and which is movable from a retracted, inactive position to a laterally projecting, active position, spring means which force the localizer device to its projecting position, an outlet opening for pressure fluid which is in communication, with said channel, a valve device which is arranged to prevent the outflow of fluid via the outlet opening when the valve device is closed and to allow such outflow when the valve device is open, which valve device includes operating means responsive to movement of the locator device to open the valve device when the locator device is in the retracted position' and closing the valve means when the locator device is in its extending position, and means for forming an expandable chamber such as an i

kraftanordnihg for å utføre et formål med håndteringsverktøyet, hvilket utvidbart kammer står i forbindelse med kanalen, og midler som er observerbar ved operasjonsbasen for indikering av fluidtrykk i kanalen. power means for accomplishing a purpose of the handling tool, which expandable chamber communicates with the channel, and means observable at the base of operations for indicating fluid pressure in the channel.

Så snart håndteringsverktøyet er ført ned i brønnhodet, minker fluidtrykket fordi lokalisatoranordningen holdes tilbaketrukket'og trykkfluid tømmes da ut gjennom den åpne ventil og utløps-åpningen inntil lokalisatoranordningen er kommet til inngrep As soon as the handling tool is lowered into the wellhead, the fluid pressure decreases because the locator device is held back, and pressurized fluid is then discharged through the open valve and outlet opening until the locator device is engaged

i en'lokalisatorspalte, hvoretter lukking av ventilen bringer trykket til å øke til et kjent nivå, idet en slik økning indi-kerer at lokalisatoranordningen befinner seg i spalten. in a locator gap, after which closing the valve causes the pressure to increase to a known level, such an increase indicating that the locator device is in the gap.

Til bedre forståelse av oppfinnelsen skal utførelseseksemplerFor a better understanding of the invention, examples should be given

på fremgangsmåten og apparatet beskrives under henvisning til vedføyede tegninger. on the method and the apparatus is described with reference to the attached drawings.

Fig. 1 er et sideriss med noen deler fjernet for tydelighets skyld av et parti av et undervanns brønnhode inklusive utblås-ningsforhindrere og viser et sammensatt håndteringsledd som strekker seg gjennom utblåsningsforhindrerne. •Fig. 2 er et lengdesnitt hovedsakelig langs linjen 2-2 på fig. 3 av det sammensatte håndteringsledd på fig; 1. Fig. 3 er et tverrsnitt hovedsakelig langs linjen 3-3 på fig. 2.. Fig. 3A er et grunnriss av det sammensatte håndteringsledd på fig. 1. Fig. 4 er et forstørret riss, delvis i lengdesnitt og delvis i. oppriss, av det øvre endeparti av en av trykkfluidkanalene som benyttes i håndteringsleddet på fig. 1-3. Fig. 1 is a side view with some parts removed for clarity of a portion of an underwater wellhead including blowout preventers and shows a composite handling link extending through the blowout preventers. •Fig. 2 is a longitudinal section mainly along the line 2-2 in fig. 3 of the composite handling link in fig; 1. Fig. 3 is a cross-section mainly along the line 3-3 in fig. 2.. Fig. 3A is a plan view of the composite handling link in fig. 1. Fig. 4 is an enlarged view, partly in longitudinal section and partly in elevation, of the upper end part of one of the pressure fluid channels used in the handling link in fig. 1-3.

Fig. 5 er et forstørret langsgående partielt snitt som viserFig. 5 is an enlarged longitudinal partial section showing

en forbindelse mellom et rør og en holder som utgjør en del av. ' håndteringsleddet. på. fig. 1-3. a connection between a pipe and a holder forming part of. ' the handling section. on. fig. 1-3.

Fig. 6 er et forstørret partielt snitt av en tilbakeslagsventil- Fig. 6 is an enlarged partial section of a non-return valve

innretning benyttet i håndteringsleddet på fig. 1-3.device used in the handling section of fig. 1-3.

Fig. 7 er et lengdesnitt hovedsakelig langs linjen 7-7 på fig.- 8 av et flerfunksjons håndteringsverktøy ifølge oppfinnelsen med en multippel rørstrenghenger som bæres av dette. Fig. 7A-7C er partielle lengdesnitt som viser interne strømnings-kanaler skjematisk i flerfunksjons-verktøyet på fig. 7, idet deler av verktøyet er vist i forskjellige operative stillinger. Fig. 7 is a longitudinal section mainly along the line 7-7 in Fig.-8 of a multi-function handling tool according to the invention with a multiple pipe string hanger which is carried by it. Figs. 7A-7C are partial longitudinal sections showing internal flow channels schematically in the multifunction tool of Figs. 7, parts of the tool being shown in different operational positions.

Fig. 8 er et tverrsnitt stort sett langs linjen-8-8 på fig. 7.Fig. 8 is a cross-section largely along the line-8-8 in fig. 7.

Fig. 8A er et tverrsnitt langs linjen 8A-8A på fig. 7.Fig. 8A is a cross section along the line 8A-8A of Fig. 7.

Fig. 8B er et bunnriss av verktøyet på fig. 7-8'a.Fig. 8B is a bottom view of the tool of Fig. 7-8'a.

Fig. 9 er et forstørret partielt lengdesnitt av en kombinert , lokaliseringskile og en posisjonsfølsom ventil som utgjør en Fig. 9 is an enlarged partial longitudinal section of a combined locating wedge and a position-sensitive valve which constitutes a

del av håndteringsverktøyet på fig. 7 og 8.part of the handling tool in fig. 7 and 8.

Fig. 10 er et semiskjematisk riss av den hydrauliske krets for håndteringsverktøyet på fig. 7 og 8. Fig. 10 is a semi-schematic view of the hydraulic circuit for the handling tool of fig. 7 and 8.

Fig. 11 er et lengdesnitt hovedsakelig langs linjen 11-11 påFig. 11 is a longitudinal section mainly along the line 11-11 on

fig. 12 av rørhengeren for multiple strenger benyttet i apparatet. fig. 12 of the pipe hanger for multiple strings used in the apparatus.

Fig.'12 er et tverrsnitt hovedsakelig langs linjen 12-12 på fig. 11. Fig. 13 og 14 er partielle lengdesnitt som er forstørret i forhold til fig.. 11 og viser deler av rørhengeren i forskjellige operative stillinger. Fig. 15 er et lengdesnitt av et topplukkelegeme for håndteringsleddet på fig. 2-7. Fig. 16 er et forstørret partielt sideriss, med deler fjernet av tydelighetshensyn, av en lokaliseringskile 'benyttet i apparatet.- Fig. 17 og 17A er riss, delvis i lengdesnitt og delvis i sideriss, som viser brønnhodeapparatet med utblåsnings.f orhindrerne utelatt for oversiktens skyld, med det sammensatte håndteringsledd, multifunksjonsverktøyet og rørhengeren på plass etter plassering av rørhengeren. Fig. 18 er et diagram som viser den relative stilling av forskjellige deler av apparatet i forhold til styresystemet. Fig.'12 is a cross section mainly along the line 12-12 in fig. 11. Fig. 13 and 14 are partial longitudinal sections which are enlarged in relation to Fig. 11 and show parts of the pipe hanger in different operational positions. Fig. 15 is a longitudinal section of a top closure body for the handling link in fig. 2-7. Fig. 16 is an enlarged partial side view, with parts removed for clarity, of a locating wedge used in the apparatus. Figs. 17 and 17A are views, partly in longitudinal section and partly in side elevation, showing the wellhead apparatus with the blowout obstructions omitted for for the sake of clarity, with the composite handling link, the multifunction tool and the pipe hanger in place after placing the pipe hanger. Fig. 18 is a diagram showing the relative position of various parts of the apparatus in relation to the control system.

Oppfinnelsen er nyttig for.alle undervanns brønnhodeoperasjoner som krever at en brønnkomponent eller et verktøy installeres, manipuleres, vedlikeholdes eller gjenvinnes fjernstyrt mens det opprettholdes forbindelse med brønnen og bibeholdes full effektivitet av utstrømningsforhindrerne. For illustrasjonsfor-mål kan oppfinnelsen beskrives under henvisning til installasjon av multiple strenger av rør i en brønn hvor den øverste•forings-henger er på plass og pakningsanordningen for foringshengeren skal understøtte rørhengeren. Slike brønner etableres ved hjelp av konvensjonelle styresystemer, så som det som er beskrevet i US patent nr. 2 808 229, og fremgangsmåten og apparatet ifølge oppfinnelsen benyttes ved hjelp av et slikt system. The invention is useful for all subsea wellhead operations that require a well component or tool to be installed, manipulated, maintained or recovered remotely while maintaining connection with the well and maintaining full effectiveness of the outflow preventers. For illustration purposes, the invention can be described with reference to the installation of multiple strings of pipe in a well where the upper casing hanger is in place and the packing device for the casing hanger must support the pipe hanger. Such wells are established using conventional control systems, such as that described in US patent no. 2,808,229, and the method and apparatus according to the invention are used using such a system.

Brønninstallasjonen kan omfatte et ytre foringsrør 1 som under-støtter et brønnhodelegeme 2 fra hvilket det indre foringsrør (ikke vist) er opphengt ved hjelp av en foringshenger inklusive foringshengerpakningsanordningen angitt generelt ved 3. Brønn-hodet omfatter et øvre legeme 4 i anlegg mot legemet 2 og er festet til dette ved hjelp av en konvensjonell fjernstyrt•kob-ling 5 som kan være av den type som er beskrevet i.US påtent The well installation may comprise an outer casing 1 which supports a wellhead body 2 from which the inner casing (not shown) is suspended by means of a casing hanger including the casing hanger packing device indicated generally at 3. The wellhead comprises an upper body 4 in contact with the body 2 and is attached to this by means of a conventional remote control coupling 5 which can be of the type described in US lit

nr. 3 228 715. Som det vil ses av fig. 1, understøtter det øvre legeme 4 en utblåsningsforhindrer omfattende en tosylindret for-hindrer 6 og, for ekstra sikring, en omslutningsforhindrer 7 no. 3 228 715. As will be seen from fig. 1, the upper body 4 supports a blow-out preventer comprising a two-cylinder preventer 6 and, for added security, an enveloping preventer 7

idet de to forhindrere er dimensjonert som beskrevet i det følgende, men som forøvrig er konvensjonelle. Det øvre legeme 4 har et langsgående,.innad åpent lokaliseringsspor 4a. Legemet, som er installert ved hjelp av et styresystem,, er plassert slik at sporet 4a inntar en forutbestemt rotasjonsstilling. in that the two preventers are dimensioned as described in the following, but are otherwise conventional. The upper body 4 has a longitudinal, inwardly open locating groove 4a. The body, which is installed by means of a control system, is positioned so that the groove 4a occupies a predetermined rotational position.

Mens de komponenter som er beskrevet umiddelbart ovenfor instal-"While the components described immediately above instal-"

fleres pa vanlig mate, utføres ytterligere operasjoner ved hjelp av. et sammensatt håndteringsledd 10, fig. 2 - 6 en toppenhet 11, fig. 15, for det sammensatte ledd, et fluidtrykkbetjent multifunksjonshåndteringsverktøy 12, fig. 7 - 8B, og en fler-strengs rørhenger 13, fig. 11 -14. multiplied in the usual way, further operations are carried out with the help of. a composite handling link 10, fig. 2 - 6 a top unit 11, fig. 15, for the composite joint, a fluid pressure operated multi-function handling tool 12, fig. 7 - 8B, and a multi-string pipe hanger 13, fig. 11 - 14.

Det sammensatte håndteringsledd 10 omfatter et tykkvegget sylindrisk ytre rør 14 til hvis øvre ende er sveiset eller på- annen måte stivt forbundet en muffe 12 med større veggtykkelse enn røret 14. En muffe 16 er likeledes festet til den nedre ende av røret-14. The composite handling link 10 comprises a thick-walled cylindrical outer tube 14 to whose upper end is welded or otherwise rigidly connected a sleeve 12 with a greater wall thickness than the tube 14. A sleeve 16 is likewise attached to the lower end of the tube 14.

Den øvre muffe har et utvendig gjenget koblingsparti 17 og en boring 18 som er noe større enn ;.innerdiameteren av røret 14, idet den indre ende av boringen 18 slutter i en tverrgående, ringformet, oppadvendende skulder 19. En relativt tykk lukkeplate - 20 omgis av boringens 18 vegg og befinner seg i anlegg mot skulderen 19. Platen er festet ved bueformede holdersegmenter 11 som.er festet i et indre spor i muffen 15. The upper sleeve has an externally threaded connecting part 17 and a bore 18 which is somewhat larger than the inner diameter of the pipe 14, the inner end of the bore 18 ending in a transverse, annular, upwardly facing shoulder 19. A relatively thick closing plate - 20 is surrounded of the wall of the bore 18 and is in contact with the shoulder 19. The plate is fixed by arc-shaped holder segments 11 which are fixed in an inner groove in the sleeve 15.

Den' nedre muffe 16 har en tversgående, ringformet, utadvendende flens 22 som samvirker med en. innadvendt flens 23 på en innvendig gjenget koblingsdel 24. Innvendig har muffen 16 én boring 25 The lower sleeve 16 has a transverse, ring-shaped, outwardly facing flange 22 which cooperates with a. inward-facing flange 23 on an internally threaded connecting part 24. Inside, the sleeve 16 has one bore 25

som oventil ender i en ;skulder 26, og en lukkeplate 27 er anbragt i boringen 25 og festet mot skulderen 26 ved hjelp av segmenter 28 anordnet i et tversgående, innad åpent spor i muffen. Muffen which ends at the top in a shoulder 26, and a closing plate 27 is placed in the bore 25 and fixed against the shoulder 26 by means of segments 28 arranged in a transverse, internally open groove in the sleeve. The muff

16 omfatter et nedadragende, rørformet neseparti 29 som befinner 16 comprises a downwards, tubular nose part 29 which is located

seg i avstand innad fra og konsentrisk med det. gjengede skjørtspaced inwards from and concentric with it. threaded skirts

30 på koblingsdelen 24, idet ytterflaten av nesepartiet 29.er forsynt med tetningsringer 31. 30 on the coupling part 24, as the outer surface of the nose part 29 is provided with sealing rings 31.

Slik det vil fremgå av fig. 2 og 3, omfatter det sammensatte ledd 10 innvendige rør som definerer en flerhet langsgående passasjer gjennom leddet. De innvendige rør omfatter to større rør 32. for forbindelse med to rørstrenger, et mindre rør 33 for forbindelse med brønnringen, og ni trykkfluidkanaler 34 - 42. Alle rørene og kanalene 32 - 42 strekker seg parallelt med lengdeaksen av det ytre rør 14, og hvert rør eller kanal opptar en spesiell posisjon som bestemmes av lukkeplatene 20, 27. Lukkeplaten 20 As will appear from fig. 2 and 3, the composite link 10 comprises internal tubes which define a plurality of longitudinal passages through the link. The internal pipes comprise two larger pipes 32. for connection with two pipe strings, a smaller pipe 33 for connection with the well ring, and nine pressurized fluid channels 34 - 42. All the pipes and channels 32 - 42 extend parallel to the longitudinal axis of the outer pipe 14, and each pipe or channel occupies a special position determined by the closing plates 20, 27. The closing plate 20

■ i ■ i

er festet i'en gitt. rotasjonsstilling ved hjelp av en lokaliseringsskrue 42, fig. 2, som strekker seg gjennom en gjenget radial boring i den øvre muffe 15 inn i. en samvirkende lokali-seringsutspåring i periferien av platen 20. Den nedre lukkeplate 27 er likeledes festet i en gitt rotas jonsstilling ved hj.elp av lokaliseringsskrue 44. is fixed in a given. rotational position by means of a locating screw 42, fig. 2, which extends through a threaded radial bore in the upper sleeve 15 into a co-operating locating groove in the periphery of the plate 20. The lower closing plate 27 is likewise fixed in a given rotat ion position by means of locating screw 44.

Lukkeplaten 20 har boringer som gir plass for to større holdere 45, en mindre holder 46 og ni enda mindre holdere 47. Holderne 45 er forbundet ved hjelp av gjengede koblinger til de øvre ender The closing plate 20 has bores that provide space for two larger holders 45, one smaller holder 46 and nine even smaller holders 47. The holders 45 are connected by means of threaded connections to the upper ends

av respektive rør 32, og holderen 46 til røret. 33, hver på den måte som er vist på fig. 5. I hvert tilfelle omfatter folderen et innvendig gjenget skjørt 48, fig. 5, som samvirker med den utvendig gjengede rørende 49, idet forbindelsen er tettet ved • hjelp av en ringtetning 50. De nedre partier av holderne 45, of respective pipe 32, and the holder 46 for the pipe. 33, each in the manner shown in fig. 5. In each case the folder includes an internally threaded skirt 48, fig. 5, which cooperates with the externally threaded touching end 49, the connection being sealed by means of a ring seal 50. The lower parts of the holders 45,

46 strekker seg gjennom boringer i platen 20 og er tettet av ringtetninger 51 i spor i boringsveggene. Hver holder 47, slik det best fremgår av fig. 4, omfatter et oppad åpent holderl^egeme 52 som er gjengeforbundet med den øvre ende av et rørformet legeme 53 som forløper gjennom en boring i platen 20. Under platen' 20 er.legemene 53 utvidet for å danne en skulder 54 som samvirker med en O-ring 55 for å tette mellom legemet og platen 20. Klemtrykk utøves av muttere 56 som bæres av legemer 5.' 46 extends through bores in the plate 20 and is sealed by ring seals 51 in grooves in the bore walls. Each holder 47, as can best be seen from fig. 4, comprises an upwardly open holder body 52 which is threadedly connected to the upper end of a tubular body 53 which extends through a bore in the plate 20. Below the plate 20, the bodies 53 are expanded to form a shoulder 54 which cooperates with a O-ring 55 to seal between the body and plate 20. Clamping pressure is exerted by nuts 56 which are carried by bodies 5.'

over platen 20. Siden kanalene 34 - 42 er lange, er de øvre ender av kanalene forbundet-med legemer 53 ved hjelp av glide-forbindelser 57 for å gjøre fremstillingstoleransene mindre kritiske. For å tette mellom periferien av platen 20 og veggen av boringen 18, er platen 20 forsynt med perifere spor som gir plass for tetningsringer 58. over the plate 20. Since the channels 34 - 42 are long, the upper ends of the channels are connected to bodies 53 by means of sliding connections 57 to make the manufacturing tolerances less critical. To seal between the periphery of the plate 20 and the wall of the bore 18, the plate 20 is provided with peripheral grooves that provide space for sealing rings 58.

Ved sine nedre ender er alle rørendene 32, 33 og kanalene 34 - 42 forsynt med fittings som har- utvendig gjengede partier, som f .eks. At their lower ends, all the pipe ends 32, 33 and the channels 34 - 42 are provided with fittings which have externally threaded parts, which e.g.

59 for røret 33, hvilke gjenger samvirker med gjengede partier av tilsvarende boringer i platen 27. De samme boringer samvirker likeledes med utvendig gjengede øvre endepartier av nedadragende brystnipler 60 for rørene 32, brystnippel 61 for rør 33 og ni brystnipler 62 for respektive kanaler 34 - 42, idet egnede tetninger, så som ved 63, er anordnet mellom platen 27 og hver brystnippel. For å tette mellom periferien av platen 27 og 59 for the pipe 33, which threads cooperate with threaded parts of corresponding bores in the plate 27. The same bores likewise cooperate with externally threaded upper end parts of downward-extending nipples 60 for the pipes 32, nipple 61 for pipes 33 and nine nipples 62 for respective channels 34 - 42, as suitable seals, such as at 63, are arranged between the plate 27 and each nipple. To seal between the periphery of the plate 27 and

j j

vegg.en av boringen 25, er platen forsynt med perifere spor som gir plass for tetningsringer 64. wall of the bore 25, the plate is provided with peripheral grooves that provide space for sealing rings 64.

Med innbyrdes avstand langs lengden av det sammensatte ledd er rørene 32, 33 festet sammen ved hjelp av plater 65 og ringklemmer 66, slik det vil ses av fig. 2. Platene 65 er av noe mindre diameter enn innerveggen av det ytre rør 14 og omfatter åpninger, så som ved 67, som gir plass for kanalene 34 - 42 uten å omslutte disse direkte. Selv om platene 65 tjener til å stabili-sere rørbunten, vil de likevel tillate langsgående fluidstrømning i rommet mellom rørbunten og det ytre rør. At a mutual distance along the length of the composite joint, the pipes 32, 33 are fastened together by means of plates 65 and ring clamps 66, as will be seen from fig. 2. The plates 65 are of a slightly smaller diameter than the inner wall of the outer tube 14 and include openings, such as at 67, which provide space for the channels 34 - 42 without directly enclosing them. Although the plates 65 serve to stabilize the tube bundle, they will nevertheless allow longitudinal fluid flow in the space between the tube bundle and the outer tube.

Sammenligner man fig. 1 og 2, vil det ses at de nedre utblåsnings-forhindrere .6 i aktivisert tilstand vil lukke rundt det ytre rør 14 av det sammensatte.ledd 10 på et sted som befinner seg vesentlig over den nedre muffe 16 av det sammensatte ledd. I god avstand under dette sted, og fortrinnsvis nær den øvre ende av muffen 16, er det sammensatte ledd forsynt med en lateral port 68, fig. 6., som gir plass for en tilbakeslagsventil 69 som er fjærbelastet utad til lukket stilling og som kan tvinges innad for å åpne og tillate fluid å strømme fra utsiden av det sammensatte ledd 10 inn i det indre rom som defineres av røret 14, muffene 15, 16 og lukkeplatene 20 og 27, som følge av høye utvendige trykk. På lignende steder er det sammensatte ledd forsynt med i det minste en port som vanligvis holdes lukket av en konvensjonell tilbakeslagsventil 70 som kan konstrueres slik det stort sett vil fremgå av fig. 6, men som er anordnet til å åpne for å la fluid strømme ut av leddet 10 når trykket inne i leddet overskrider det utvendige trykk med en forutbestemt differansevérdi. If you compare fig. 1 and 2, it will be seen that the lower blowout preventers .6 in the activated state will close around the outer tube 14 of the composite joint 10 at a place which is substantially above the lower sleeve 16 of the composite joint. At a good distance below this place, and preferably near the upper end of the sleeve 16, the composite joint is provided with a lateral port 68, fig. 6., which accommodates a check valve 69 which is spring-loaded outwardly to a closed position and which can be forced inwardly to open and allow fluid to flow from the outside of the composite joint 10 into the interior space defined by the tube 14, the sleeves 15 , 16 and the closing plates 20 and 27, as a result of high external pressures. In similar places, the composite joint is provided with at least one port which is usually kept closed by a conventional non-return valve 70 which can be constructed as will generally appear from fig. 6, but which is arranged to open to allow fluid to flow out of the joint 10 when the pressure inside the joint exceeds the external pressure by a predetermined differential value.

Verktøyet 12 omfatter en legemsdel 80 som har en rett sylindrisk ytterflate omfattende et parti 81 med mindre diameter og et nedre endeparti 8 2 med større diameter, idet partiene 81 og 8 2 forbindes ved hjelp av en tversgående, ringformet, oppadvendende skulder 83. Legemet 80 har en flat toppflate 84 og har en for-senkning med bunnenden for å gi en flat bunnflate 85 omgitt av en nedadragnede perifer flens 86. Flatene 84 og 85 forløper i rett vinkel med verktøyets lengdeakse. Over et betydelig øvre parti -av lengden av overflatepartiet 81 er legemet 80 omgitt av', en hylse 87 som er stivt festet til legemet. I denne utførelse er legemet 80 forsynt med et utad åpnende spor 88. Hylsen 87 har The tool 12 comprises a body part 80 which has a straight cylindrical outer surface comprising a part 81 with a smaller diameter and a lower end part 8 2 with a larger diameter, the parts 81 and 8 2 being connected by means of a transverse, annular, upwardly facing shoulder 83. The body 80 has a flat top surface 84 and has a recess with the bottom end to provide a flat bottom surface 85 surrounded by a drawn down peripheral flange 86. The surfaces 84 and 85 extend at right angles to the longitudinal axis of the tool. Over a considerable upper portion of the length of the surface portion 81, the body 80 is surrounded by a sleeve 87 which is rigidly attached to the body. In this embodiment, the body 80 is provided with an outwardly opening groove 88. The sleeve 87 has

. en oppadvendende skulder 89, og hylsen er festet ved hjelp av bueformede skjærsegmenter 90 som er plassert i. sporet 88, men-rager utad for å gripe inn over skulderen 89. Segmentene 90 holdes på plass av en avstandsholderring 91 som har en innadrettet øvre flens 92 som strekker seg over segmentene, hvilken _ avstandsring er festet ved hjelp av en fjærring 93 som griper inn i et tversgående, ringformet, innad åpnende spor i hylsen 87. Under skulderen 89 har hylsen.87 et indre tversgående spor som gir plass for en tetningsring 94 som tetter mellom legemet og hylser . an upwardly facing shoulder 89, and the sleeve is secured by means of arcuate shear segments 90 which are located in the groove 88 but project outwards to engage over the shoulder 89. The segments 90 are held in place by a spacer ring 91 having an inwardly directed upper flange 92 which extends over the segments, which _ spacer ring is fixed by means of a spring ring 93 which engages in a transverse, annular, inwardly opening groove in the sleeve 87. Below the shoulder 89, the sleeve 87 has an inner transverse groove which provides space for a sealing ring 94 which seals between the body and sleeves

Det øvre endeparti av hylsen 87 rager forbi endeflaten 84 og omfatter et parti 95 med redusert ytre diameter. Partiet 95 er utvendig gjenget og slik dimensjonert at dets utvendige gjenger kan samvirke med innvendige gjenger i partiet 30, fig. 2, av hunnkoblingsdelen 24 ved den- nedre ende av det sammensatte håndteringsledd 10. Når koblingen omfattende partiene 30 og 95 er satt sammen vil den indre flate på partiet 95 omslutte den ytre flate av partiet 29 slik at tetningsringer 31 danner en fluidumstett tetning mellom partiene 29 og 95. The upper end part of the sleeve 87 projects past the end surface 84 and comprises a part 95 with a reduced outer diameter. Part 95 is externally threaded and dimensioned in such a way that its external threads can cooperate with internal threads in part 30, fig. 2, of the female coupling part 24 at the lower end of the composite handling joint 10. When the coupling comprising parts 30 and 95 is assembled, the inner surface of part 95 will enclose the outer surface of part 29 so that sealing rings 31 form a fluid-tight seal between the parts 29 and 95.

Legemet 80 omfatter to gjennomgående boringer 96 av større diameter, idet en holder 97 er skrudd i den øvre ende av hver boring 96 på. den måte som fremgår av fig. 7. og 8, og den nedre ende av hver boring 9 6 gir plass for en nedadragende brystnippel 98 som holdes på plass av en holderplate 9 9 som er boltet eller på annen måte festet i kontakt med bunnflaten 85. Legemet 80 The body 80 comprises two through bores 96 of larger diameter, a holder 97 being screwed into the upper end of each bore 96. the way shown in fig. 7 and 8, and the lower end of each bore 9 6 accommodates a downwardly projecting nipple 98 which is held in place by a retainer plate 9 9 which is bolted or otherwise secured in contact with the bottom surface 85. The body 80

omfatter en tredje gjennomgående boring 100, fig 8A, tilsvarende i størrelse til røret 33 i det sammensatte ledd, og det øvre endeparti av boringen 100 gir plass for en holder 101, fig. 8. Den nedre ende av boringen 100 gir plass for en brystnippel 102, fig. 8B, som holdes på plass av platen 99. Legemet 80 omfatter videre fem små trykkfluidboringer 103 - 107, fig.. 8A, som åpner gjennom toppflaten 84 og strekker seg nedad for å ende i legemet og danne forbindelse med sideboringer som senere skal beskrives.. Legemet 80 er videre forsynt med fire små gjennomgående boringer 108 - 111. Ved den øvre endeflate 84 gir hver boring 103 - 111 comprises a third continuous bore 100, fig. 8A, corresponding in size to the pipe 33 in the composite joint, and the upper end part of the bore 100 provides space for a holder 101, fig. 8. The lower end of the bore 100 provides space for a nipple 102, fig. 8B, which is held in place by the plate 99. The body 80 further comprises five small pressurized fluid bores 103 - 107, fig. 8A, which open through the top surface 84 and extend downward to terminate in the body and form a connection with side bores to be described later. The body 80 is further provided with four small through bores 108 - 111. At the upper end surface 84, each bore 103 - 111

I IN

plass for en holder 112. Ved den. nedre endeflate 85 gir hver boring 108 - 111 plass for en nedadragende ^brystnippel 113, room for a holder 112. By it. lower end surface 85 gives each bore 108 - 111 space for a downward-extending nipple 113,

fig. 8B. fig. 8B.

I et godt stykke under skulderen 89 har hylsen 87 betydelig tykkelse og er forsynt med en rektangulær utsparing 114 hvis lengdeakse er vertikal. Utsparingen åpner radialt utad og opptar glidende.en lokalisatorkile 115 som er dimensjonert til å ■samvirke med et spor 4a, fig. 17. Diametralt motsatt utsparingen 114 har hylsen 87 et vindu 116 som tett omslutter en dreiemoment-, kile 117 som sitter i en tilpasset utsparing i legemet 80 og er festet stivt til legemet, så som ved skruer 1.18.. Under ut-sparingene 114, 116 oppviser hylsen '87 et første ytre overflateparti 119 med redusert diameter som ender ved sin øvre ende i en tversgående, ringformet, nedadvendende skulder'120. Under overflatepartiet 119 har hylsen et andre ytre overflateparti 121 "med redusert diameter som ved sin øvre ende er forbundet med overflatepartiet 119 av en tversgående, ringformet, nedadvendende'skulder 122. Den nedre ende av hylsen 87 utgjør en nedadvendende skulder ved 123. A good distance below the shoulder 89, the sleeve 87 has considerable thickness and is provided with a rectangular recess 114 whose longitudinal axis is vertical. The recess opens radially outwards and slidingly accommodates a localizer wedge 115 which is dimensioned to cooperate with a groove 4a, fig. 17. Diametrically opposite the recess 114, the sleeve 87 has a window 116 which tightly encloses a torque wedge 117 which sits in a suitable recess in the body 80 and is fixed rigidly to the body, such as by screws 1.18.. Under the recesses 114, 116, the sleeve '87 exhibits a first outer surface portion 119 of reduced diameter terminating at its upper end in a transverse, annular, downwardly facing shoulder'120. Below the surface portion 119, the sleeve has a second outer surface portion 121" of reduced diameter which is connected at its upper end to the surface portion 119 by a transverse, annular, downwardly facing shoulder 122. The lower end of the sleeve 87 constitutes a downwardly facing shoulder at 123.

Under, skulderen 120 omsluttes legemet 80 av en bevegelig hylse 124 som har et øvre endeparti som glidende omslutter overflate-' partiet 119, en innadrettet tversgående, ringformet flens 125. som "glidende omfatter overflatepartiet 121, et midlere parti som oppviser en rett sylindrisk indre flate 126 som befinner seg utenfor legemets overflatepartier 81, 82, og et nedadragende skjørt 127 utenfor flaten 126. Hylsen 124 samvirker med legemet 80 og den faste hylse.87 for å danne en ringformet sylinder, Below the shoulder 120, the body 80 is enclosed by a movable sleeve 124 which has an upper end portion which slidingly encloses the surface portion 119, an inwardly directed transverse, annular flange 125 which "slidingly comprises the surface portion 121, a middle portion which exhibits a straight cylindrical inner surface 126 located outside the body surface portions 81, 82, and a downwardly extending skirt 127 outside the surface 126. The sleeve 124 cooperates with the body 80 and the fixed sleeve 87 to form an annular cylinder,

hvorav ét øvre parti- utgjøres av rommet mellom flaten 121 og 126 og et nedre parti utgjøres av rommet mellom flatene 81 og 126. Umiddelbart nedenfor skulderen 123 er-den ringformede sylinder lukket av stasjonær ring 128 som er klemt mellom skulderen 123 og en fjærring 12 9 som befinner seg i et spor i legemet 80. Et ringformet stempel 130 er glidbart anordnet i . det nedre endeparti av sylinderen og omfatter et nedadragende' skjørt 131 som glidbart omslutter det øvre endeparti av flaten 82. Skjørtet 131 møter stempelets 131 legeme ved en nedadvendende skulder 132 motsatt skulderen.83. Mellom den faste ring an upper part of which is made up of the space between the surfaces 121 and 126 and a lower part is made up of the space between the surfaces 81 and 126. Immediately below the shoulder 123, the annular cylinder is closed by a stationary ring 128 which is clamped between the shoulder 123 and a spring ring 12 9 which is located in a groove in the body 80. An annular piston 130 is slidably arranged in . the lower end part of the cylinder and comprises a downwardly extending skirt 131 which slidingly encloses the upper end part of the surface 82. The skirt 131 meets the body of the piston 131 at a downward facing shoulder 132 opposite the shoulder.83. Between the fixed ring

;128 og stempelet 130 gir den ringformede sylinder plass for et glidende andre ringformet stempel 133. ;128 and the piston 130 give the annular cylinder space for a sliding second annular piston 133.

Flensen 125 er forsynt med tversgående indre spor som gir plass for tetningsringer 134. Den faste ring 128 har utvendige spor som gir plass for tetningsringer 135 og innvendige spor som gir plass for tetningsringer 136. Stempelet 130 har utvendige spor for tetningsringer 137 og innvendige spor for tetningsringer 138. Stempelet 133 har et utvendig spor for en tetningsring 139 og The flange 125 is provided with transverse internal grooves that provide space for sealing rings 134. The fixed ring 128 has external grooves that provide space for sealing rings 135 and internal grooves that provide space for sealing rings 136. The piston 130 has external grooves for sealing rings 137 and internal grooves for sealing rings 138. The piston 133 has an external groove for a sealing ring 139 and

et innvendig spor for en tetningsring 140. Umiddelbart nedenfor skulderen 83 har flaten 82 et ytre spor som gir plass for en tetningsring 141. an internal groove for a sealing ring 140. Immediately below the shoulder 83, the surface 82 has an outer groove that provides space for a sealing ring 141.

Som det vil ses av fig. 7, står den nedre ende av boringen 106As will be seen from fig. 7, the lower end of the bore 106 stands

i forbindelse med en sideboring 142 som åpner utad gjennom flaten 81 umiddelbart over den faste ring 128, idet skulderen 123 er sporforsynt for å tillate trykkfluid å strømme.fra boringen 14 2 inn i rommet som dannes av den nedre ende av flensen.125, den indre flate 126 på hylsen 124, ytterflaten 121 av hylsen 87 og den øvre endeflate på den faste ring 128. Når trykkfluid tilføres på denne måte, drives hylse 124 til den øvre stilling som er vist på fig. 7. Fig. 7 som er et snitt langs linjen 7-7 på fig. 8, viser bare boringen 106 av de fem trykkfluidboringer 103-107 som fremgår av figuren, men alle.fem boringene er vist skjematisk på fig. 7A-7C. Som det vil ses av fig. 7A-7C, står den,nedre ende av boringen 103 i forbindelse med sideboring 143 som åpner utad gjennom flaten 81 umiddelbart over skulderen 83. Boringen 104 står likeledes i forbindelse med en sideboring 144 som åpner gjennom flaten 81 på et sted som befinner seg under den faste ring 128 med en avstand som er lik den aksiale lengde av stempelet 133. Boringen 105.står i forbindelse med en sideport 145 som åpner utad gjennom flaten 81 ved den nedre endeflate på den faste ring 128. Boringen 107 står i forbindelse med en sideport 14 6 som åpner gjennom flaten 81 i samme tverrplan som skulderen 122 for å stå i forbindelse med en sidekanal 147, fig. 7A, gjennom hylsen 87 og således stå in connection with a side bore 142 which opens outwards through the surface 81 immediately above the fixed ring 128, the shoulder 123 being grooved to allow pressure fluid to flow from the bore 14 2 into the space formed by the lower end of the flange 125, the inner surface 126 of sleeve 124, outer surface 121 of sleeve 87 and the upper end surface of fixed ring 128. When pressure fluid is supplied in this way, sleeve 124 is driven to the upper position shown in fig. 7. Fig. 7 which is a section along the line 7-7 in fig. 8, shows only the bore 106 of the five pressure fluid bores 103-107 that appear in the figure, but all five bores are shown schematically in fig. 7A-7C. As will be seen from fig. 7A-7C, the lower end of the bore 103 is in communication with a side bore 143 which opens outward through the surface 81 immediately above the shoulder 83. The bore 104 is also in communication with a side bore 144 which opens through the surface 81 at a location below the fixed ring 128 with a distance equal to the axial length of the piston 133. The bore 105 is connected to a side port 145 which opens outwards through the surface 81 at the lower end surface of the fixed ring 128. The bore 107 is connected to a side port 14 6 which opens through the surface 81 in the same transverse plane as the shoulder 122 to connect with a side channel 147, fig. 7A, through the sleeve 87 and thus stand

i forbindelse med det parti av den ringformede sylinder mellom skulderen 122 og den øvre ende av flensen 125. in connection with that part of the annular cylinder between the shoulder 122 and the upper end of the flange 125.

I IN

Det nedre, endeparti av legemet 80 har et tversgående, ringformet, utad åpnende spor 150 hvori det er anbragt en flerhet bueformede låsesegmenter 151 anordnet i en sirkulær rekke. Segmentene 151 kan være av den generelle type som er vist i US patent nr.. 3 171 674. Således tvinges hvert segment utad av en fjær 152. og har en oppadvendende låseskulder 153 og.en oppad og innad : avsmalnende kileflate 154 som er anbragt nedenfor skjørtet 131 av stempelet 130 når segmentet befinner seg i sin ytre stilling. The lower, end part of the body 80 has a transverse, ring-shaped, outwardly opening groove 150 in which a plurality of arc-shaped locking segments 151 arranged in a circular row are arranged. The segments 151 can be of the general type shown in US patent no. 3,171,674. Thus, each segment is forced outward by a spring 152 and has an upwardly facing locking shoulder 153 and an upward and inward : tapered wedge surface 154 which is placed below the skirt 131 of the piston 130 when the segment is in its outer position.

Slik det best vil fremgå av fig. 9, er legemet 80 forsynt medAs can best be seen from fig. 9, the body 80 is provided with

en radial boring 155 som har et indre blindt endeparti som av-bryter boringen 106 slik at boringen 106 står i forbindelse med boringene 142 og 155 i parallell. Boringen 155- er sylindrisk og åpner utad gjennom flaten 81 på et sted som er sentrert på en resess 114 i det sammensatte verktøy, og innerveggen.av resessen 114 har en åpning .156 som er konsentrisk med boringen 155. Kilen 150 har to innad åpnende holdere som gir plass for de ytre ender av to.skrueformede trykkfjærer 157. De indre ende-, partier av fjærene strekker seg gjennom åpninger i innerveggen av resessen 14 og hviler mot flaten 81 på legemet 80, slik det fremgår av fig. 9. Det er anordnet to styreskruer 158, idet de'indre gjengede ender av skruene er i inngrep med gjengede boringer i legemet og skruenes hoder er anbragt i holdere 159 a radial bore 155 which has an inner blind end portion which interrupts the bore 106 so that the bore 106 is in connection with the bores 142 and 155 in parallel. The bore 155 is cylindrical and opens outwardly through the surface 81 at a location centered on a recess 114 in the assembly tool, and the inner wall of the recess 114 has an opening 156 concentric with the bore 155. The wedge 150 has two inwardly opening holders which provide space for the outer ends of two helical compression springs 157. The inner end parts of the springs extend through openings in the inner wall of the recess 14 and rest against the surface 81 of the body 80, as can be seen from fig. 9. Two guide screws 158 are arranged, the inner threaded ends of the screws engaging with threaded bores in the body and the heads of the screws are placed in holders 159

i overflaten av lokalisatorkilen 115. Dé ugjengedé skaft av skruene strekker seg fritt gjennom åpninger i kilens legeme. Således tvinger fjærene 157 kilen 115 til en ytre stilling som er vist på fig. 7 og 17 og som bestemmes.av inngrepet mellom kilen og' hodene pa skruene 158. Kilen kan imidlertid tvinges inn i resessen 114 mot virkningen av fjærene 157. Kilen 115 har ved sin øvre ende en innad- og oppadskrånende kamflate 16.0 og ved sin nedre ende én innad- og nedadskrånende kamflate 161 for samvirkning med respektive ender av spalten 4a og med eventuelle skuldre som den måtte støte på-. in the surface of the locator wedge 115. The unthreaded shank of the screws extends freely through openings in the body of the wedge. Thus, the springs 157 force the wedge 115 to an outer position which is shown in fig. 7 and 17 and which is determined by the engagement between the wedge and the heads of the screws 158. The wedge can, however, be forced into the recess 114 against the action of the springs 157. The wedge 115 has at its upper end an inwardly and upwards sloping cam surface 16.0 and at its lower end one inwardly and downwardly sloping cam surface 161 for interaction with respective ends of the slot 4a and with any shoulders that it may encounter.

Det ytre endeparti av boringen 155 gir plass for en tilbakeslagsventil som .generelt er betegnet .med 162.og som omfatter et utvendig gjenget legeme 163' som har en aksial gjennomgående boring 164 og et kjeglestumpformet ventilsete 165 ved den indre ende av legemet. Med legemet 163 samvirker det et bevegelig ventil- 1 i The outer end portion of the bore 155 provides space for a non-return valve which is generally designated 162 and which comprises an externally threaded body 163' which has an axial through bore 164 and a frustoconical valve seat 165 at the inner end of the body. A movable valve 1 i interacts with the body 163

(element som har et hode 166 som er forsynt méd en kjeglestumpformet flate 167 som kan ligge jevnt an mot setet-165. Det bevegelige ventilelement omfatter også en stang 168 som rager-aksialt ut fra den lille ende av flaten 167 og strekker seg gjennom boringen 164 i legemet 163 til inngrep i en holder ved sentrum av den indre flate av lokaliseringskilen 115. Det bevegelige ventilelement tvinges mot legemet 163 av en trykkfjær (element which has a head 166 which is provided with a frustoconical surface 167 which can lie flush against the seat 165. The movable valve element also comprises a rod 168 which projects axially from the small end of the surface 167 and extends through the bore 164 in the body 163 for engagement in a holder at the center of the inner surface of the locating wedge 115. The movable valve element is forced against the body 163 by a compression spring

170 som er anbragt mellom den blinde ende av boringen 155 og den motstående ende av hodet 166. Boringen 164 er av betydelig større diameter enn stangen 168. En flerhet gjennomgående boringer 171 er anordnet i kilen 115 for å tillate fluid å strømme utad fra resessen 114. Den effektive lengde av stangen 168 er slik at'. når kilen 115 befinner seg i sin ytterste stilling,'hviler flaten 167. mot setet 165 under kraften av fjæren 170 og ventilen er lukket. Når kilen 115 tvinges innad i resessen 114,. 170 which is located between the blind end of the bore 155 and the opposite end of the head 166. The bore 164 is of a significantly larger diameter than the rod 168. A plurality of through bores 171 are provided in the wedge 115 to allow fluid to flow outward from the recess 114 The effective length of rod 168 is such that'. when the wedge 115 is in its outermost position, the surface 167 rests against the seat 165 under the force of the spring 170 and the valve is closed. When the wedge 115 is forced into the recess 114,

■beveger stangen 168 flaten 167 innad bort fra setet 165, og ventilen er åpen slik at fluid kan strømme•fra boringen 106 inn i boringen 150, gjennom rommet mellom boringen 169 og stangen 163, inn i utsparingen 114 og deretter utad via boringene 171. ■the rod 168 moves the surface 167 inwards away from the seat 165, and the valve is open so that fluid can flow•from the bore 106 into the bore 150, through the space between the bore 169 and the rod 163, into the recess 114 and then out via the bores 171.

Ved sin nedre ende er legemet 80 forsynt med en stivt forbundet At its lower end, the body 80 is provided with a rigidly connected

■dreiemomentkile 17 2.■torque wedge 17 2.

Rørhengeren 13, fig. 11 - 14, omfatter et hengerlegeme 175 som. har to gjennomgående boringer 176. De øvre endepartier av boringene 176 er utvidet for å gi plass til brystniplene 98 på multifunksjonsverktøyet 12, og de nedre endepartier av boringene The pipe hanger 13, fig. 11 - 14, comprises a hanger body 175 which. has two through bores 176. The upper end portions of the bores 176 are extended to accommodate the nipples 98 of the multifunction tool 12, and the lower end portions of the bores

■176 er gjenget for sammenkobling, med de øverste ledd 177 av de to r-ørstrenger som rager ned fra rørhengeren og er forsynt med konvensjonelle borehulls-sikkerhetsventiler (ikke vist). Legemet 175 har også en gjennomgående boring 178 som ved sin øvre ende gir plass til en brystnippel 102 på verktøyet 112, og som ved sin nedre ende er gjengeforbundet med'det øverste ledd 179 på en tredje rørstreng som henger ned fra hengeren. Fire ytterligere boringer 180 - 183, fig. 12,. strekker seg gjennom legemet 175. Disse er ved sine øvre ender forsynt med holdere ■176 is threaded for connection, with the upper links 177 of the two pipe strings projecting down from the pipe hanger and fitted with conventional downhole safety valves (not shown). The body 175 also has a through bore 178 which at its upper end provides space for a nipple 102 on the tool 112, and which at its lower end is threadedly connected to the upper link 179 of a third pipe string which hangs down from the hanger. Four further bores 180 - 183, fig. 12,. extends through the body 175. These are provided with holders at their upper ends

for å oppta brystnipler 113 og er ved sine nedre ender forbundet med kanaler 184 - 187 som strekker seg ned i brønnen fra rør-hengeren til borehulls-sikkerhetsventilene. to accommodate nipples 113 and are connected at their lower ends to channels 184 - 187 which extend down into the well from the pipe hanger to the borehole safety valves.

i . ■ in . ■

Hengeren 13 er.forbundet med multifunksjonsverktøyet 12 ved hjelp av midler som omfatter en rørformet koblingsdel 188 som ved sin nedre ende er forsynt med en innadrettet flens 189 som glidbart omslutter legemet 175. Over flensen 18'9 er legemet 175 et utad åpnende, tversgående ringformet spor 190 som gir plass for en flerhet segmenter 19 2 som rager utad fra sporet The hanger 13 is connected to the multi-function tool 12 by means of means comprising a tubular connecting part 188 which is provided at its lower end with an inwardly directed flange 189 which slidably encloses the body 175. Above the flange 18'9, the body 175 is an outwardly opening, transversely annular groove 190 which provides space for a plurality of segments 19 2 which project outwards from the groove

. for å gripe inn over flensen 189. Låsesegmentene holdes på plass av en holderring 193 som er anbragt mellom segmentene og veggen av delen 188 og er forsynt med en øvre innadrettet flens 194 som griper inn over toppen av partiene av segmentene 192 som'rager utad fra sporet 190. Delen .188 har et" innvendig, spor som gir plass for en fjærring 195 som griper inn med den øvre ende av holderringen 193 for å fullføre den stive forbindelse mellom delen 188 og legemet 175. Innerdiameteren av delen 188 . to engage over the flange 189. The locking segments are held in place by a retainer ring 193 which is positioned between the segments and the wall of the part 188 and is provided with an upper inwardly directed flange 194 which engages over the top of the portions of the segments 192 which project outwardly from the groove 190. The part .188 has an internal groove which accommodates a spring ring 195 which engages with the upper end of the retainer ring 193 to complete the rigid connection between the part 188 and the body 175. The inner diameter of the part 188

er slik at delen 188 kan gli på ét overflateparti 82 på multi-funksjonsverktøyets 12 legeme.. Delen 188 har et tversgående, is such that the part 188 can slide on one surface portion 82 of the body of the multi-function tool 12. The part 188 has a transverse,

ringformet, innad åpnende låsespor 196 med slik form og plassering at det kan oppta låsesegmentene 151 for verktøyet 112 når den øvre endeflate 197 av legemet 175 befinner seg i kontakt med den nedre endeflate på partiet 86 av verktøylegemet 80. Når delen 188 således er helt teleskopert over den nedre ende av legemet 80 av verktøyet 12 og stempelet 130 befinner seg i hevet stilling, vil låsesegmentene 151 sprette ut og Inn i sporet 196 under virkning av fjærene 152, slik at. rørhengeren låses til multifunksjonsverktøyet på den måte som er vist på fig. 7. Delen 188 har et innad åpnende, langsgående indre spor 198 som gir plass for det utadragende parti av kilen 172, slik at rota-sjonskrefter som utøves på rørhengeren '13 via håndteringsstrengen og verktøyet 12 utøves direkte fra legemet 80 på delen 18 8 via kilen 172. Slike krefter utøves således direkte mot legemet 1.75 via elementene 189 , 195-, 193, 192. annular, inwardly opening locking groove 196 with such a shape and location that it can occupy the locking segments 151 for the tool 112 when the upper end surface 197 of the body 175 is in contact with the lower end surface of the part 86 of the tool body 80. When the part 188 is thus fully telescoped above the lower end of the body 80 of the tool 12 and the piston 130 is in a raised position, the locking segments 151 will spring out and into the groove 196 under the action of the springs 152, so that. the pipe hanger is locked to the multifunction tool in the manner shown in fig. 7. The part 188 has an inwardly opening, longitudinal internal groove 198 which provides space for the protruding part of the wedge 172, so that rotational forces exerted on the pipe hanger '13 via the handling string and the tool 12 are exerted directly from the body 80 on the part 188 via the wedge 172. Such forces are thus exerted directly against the body 1.75 via the elements 189, 195-, 193, 192.

Når hengeren 13 er festet til verktøyet 12, omslutter skjørtet. When the hanger 13 is attached to the tool 12, the skirt encloses.

.127 av hylsen 124 det øvre parti av delen. 188. Det nedre parti av delen 188 omsluttes av det øvre parti 199 av en låstilbaketrekkende hylse 200. Det nedre parti 201 av hylsen 200 er av mindre diameter og omslutter, glidbart legemet 17.5. Partiene 199 og 201 er forbundet ved hjelp av en tversgående ringformet vegg 202 som ligger under flensen. 189 på delen 188 og har tilstrekke- .127 of the sleeve 124 the upper part of the part. 188. The lower part of the part 188 is enclosed by the upper part 199 of a locking retracting sleeve 200. The lower part 201 of the sleeve 200 is of smaller diameter and encloses, slidingly, the body 17.5. The parts 199 and 201 are connected by means of a transverse ring-shaped wall 202 which lies below the flange. 189 on part 188 and has sufficient

lig tykkelse til å gi plass for en skjærskrue 203 som er innsatt i en resess i legemet 175 for å fastholde den låstilbaketrekkende hylse i sin øvre, inaktive stilling. equal thickness to provide space for a shear screw 203 which is inserted in a recess in the body 175 to maintain the lock retracting sleeve in its upper, inactive position.

Und<er det nedre parti 201 av den låstilbaketrekkende hylse har legemet 175 et tversgående, ringformet utadvendende spor 204. som gir plass for en ringformet rekke bueformede segmenter 205 Underneath the lower portion 201 of the lock-retracting sleeve, the body 175 has a transverse, ring-shaped outward-facing groove 204 which provides space for an annular series of arcuate segments 205

som presses utad av fjærer '206. Hvert segment 205 har to verti-- kalt adskilte, oppadvendende låseskuldre 207, 208 og en oppad- which is pushed outwards by springs '206. Each segment 205 has two vertically separated, upwardly facing locking shoulders 207, 208 and an upwardly

og innadskrånende kamflate 209. Slik det best vil ses av fig. and inwardly sloping cam surface 209. As can best be seen from fig.

13, har den øvre vegg av sporet 204 en nedadragende ytre leppe 210 som en stopper som samvirker med den øvre ende av flaten 20 9 . når segmentene tvinges til deres ytterste stilling av fjærene 206. Som det vil ses av fig. 14, når segmentene 205 befinner seg i ytre stilling, er kamflatene 209 eksponert for å inngripe med enden av skjørtet 201. Låsesegmentene 205 er dimensjonert slik at de opptas av låsespor 211, 212 i innerflaten av den øvre del 213, fig. 13 og 14,. på foringshengerens pakningsanordning 3, 13, the upper wall of the groove 204 has a downwardly extending outer lip 210 as a stop which cooperates with the upper end of the surface 20 9 . when the segments are forced to their extreme position by the springs 206. As will be seen from fig. 14, when the segments 205 are in the outer position, the cam surfaces 209 are exposed to engage with the end of the skirt 201. The locking segments 205 are dimensioned so that they are occupied by locking grooves 211, 212 in the inner surface of the upper part 213, fig. 13 and 14,. on the liner hanger's packing device 3,

fig. 17-.fig. 17-.

iin

Under sporet 204 har legemet 175 redusert ytre diameter slik at det tilveiebringes et sylindrisk ytre flateparti 214 som omsluttes av en tetningsanordning stort sett betegnet 215. Tetningsan-ordningen ar av den type som generelt er beskrevet i US patent nr .. 3 268 241. Flatepartiet 214 avsluttes ved sin øvre ende i et Below the groove 204, the body 175 has a reduced outer diameter so that a cylindrical outer surface portion 214 is provided which is enclosed by a sealing device generally designated 215. The sealing device is of the type that is generally described in US patent no.. 3 268 241. The surface portion 214 ends at its upper end in a

ringformet, nedad, avsmalnende neseparti som dannes av en indre avkortet kjegleflate 216 som skrår nedad<p>g utad, en midlere flat tverrflate 217, en ytre avkortet kjegleflate 218 som skrår nedad og innad, og en ytre flat tverrskulder 219. I avstand under flaten 217 befinner det seg en ring 220 som glidbart omslutter . f latepartiet 214 på legemet 175, idet ringen er frigjør-bart festet til legemet 175 av en flerhet skjærpinner 221. Ringen 220 oppviser.et ringformet, oppad avsmalnende neseparti som dannes av en indre avkortet kjegleflate 222 som skrår oppad og utad, en midlere flat tverrflate 223, en ytre avkortet kjegleflate 224 som skrår oppad og innad, og en ytre flat tverrskulder 225. Rommet mellom de to nesepartier opptas av en fjærende komprimerbar tetningsring 226 som har øvre og nedre .flater■som omtrent tilsvarer de to nesepartier', men som er slik dimensjonert annular, downwardly tapering nose portion formed by an inner truncated cone surface 216 that slopes downward<p>g outwards, a middle flat transverse surface 217, an outer truncated cone surface 218 that slopes downward and inward, and an outer flat transverse shoulder 219. At a distance below on the surface 217 there is a ring 220 which slidingly encloses . the surface portion 214 on the body 175, the ring being releasably attached to the body 175 by a plurality of shear pins 221. The ring 220 exhibits an annular, upwardly tapering nose portion which is formed by an inner truncated cone surface 222 which slopes upwards and outwards, a middle flat transverse surface 223, an outer truncated cone surface 224 which slopes upwards and inwards, and an outer flat transverse shoulder 225. The space between the two nose sections is occupied by a resiliently compressible sealing ring 226 which has upper and lower surfaces that roughly correspond to the two nose sections, but which is dimensioned in this way

,at den tillater betydelig bevegelse av ringen- 220 oppad på legemet 175 før tetningsringen komprimeres i nevneverdig grad. , that it allows significant movement of the ring 220 upwards on the body 175 before the sealing ring is compressed to an appreciable extent.

Ved sin nedre ende omfatter ringen 220 en nedadragende ytre rør-formet flens 227 som omslutter en flat endeflate 228. Det øvre ringelement 229 av et kulelager 230 omsluttes av flensen 227 og. ligger i anlegg mot flaten 228. Lageret 230 omfatter et nedre ringelement 231 som har en nedad og innad avsmalnende kjeglestumpformet lastbærende skulder 23 2 som kan flukte med en under-støttelsesskulder 233 på delen 213 av pakningsanordningen . 3. At its lower end, the ring 220 comprises a downwardly projecting outer tube-shaped flange 227 which encloses a flat end surface 228. The upper ring element 229 of a ball bearing 230 is enclosed by the flange 227 and. lies in contact with the surface 228. The bearing 230 comprises a lower ring element 231 which has a downwardly and inwardly tapering truncated cone-shaped load-bearing shoulder 23 2 which can be flush with a support shoulder 233 on the part 213 of the packing device. 3.

Det nedre endéparti av legemet 175 har ytterligere, redusert ytre diameter for å gi et overflateparti 234 som ved sin øvre ende går over i en tversgående ringformet skulder 235. Mens inner-diåmeteren av det.øvre parti av ringelementet 231 er dimensjonert for glidbart å omslutte overflatepartiet 214 på legemet 175, omfatter ringelementet en innadvendende flens 236 ved sin nedre ende som glidbart omslutter det mindre ytre overflateparti 234 av legemet 175 og oppviser en oppadvendende skulder .237 som vender mot, men er anbragt under skulderen 235 når ringen 220 holdes i sin opprinnelige stilling av skjærpinnehe 221. Lageret kompletteres av et ytre rørformet skall 238 som har en innadrettet flens ved sin nedre ende som griper inn under en samvirkende skulder på det nedre ringelement 231, idet en 0-ring er anordnet i skallet for å tette mellom det nedre ringelement og den nedre kant av flensen 227, som vist på fig. 13 og 14. Det nedre ringelement 231 fastholdes av en fjærring 239 som er festet i et utad åpnende spor ved den nedre ende av. legemet 175. The lower end portion of the body 175 has a further reduced outer diameter to provide a surface portion 234 which at its upper end transitions into a transverse annular shoulder 235. While the inner diameter of the upper portion of the ring member 231 is dimensioned to slidably enclose the surface portion 214 of the body 175, the ring element comprises an inwardly facing flange 236 at its lower end which slidably encloses the smaller outer surface portion 234 of the body 175 and exhibits an upwardly facing shoulder .237 which faces but is placed below the shoulder 235 when the ring 220 is held in its original position of shear pin 221. The bearing is completed by an outer tubular shell 238 which has an inwardly directed flange at its lower end which engages under a co-operating shoulder on the lower ring element 231, an 0-ring being arranged in the shell to seal between the lower ring element and the lower edge of the flange 227, as shown in fig. 13 and 14. The lower ring element 231 is retained by a spring ring 239 which is fixed in an outwardly opening groove at the lower end of. the body 175.

Av fig. 13 vil det kunne ses at når skjærpinnene 22-1 er intakt og skulderen 23 2 er i anlegg mot skulderen 233, op<p>rettholdes to tilstander som gir maksimal rotasjonsfrihet for legemet 175 From fig. 13 it will be seen that when the shear pins 22-1 are intact and the shoulder 23 2 is in contact with the shoulder 233, two conditions are maintained which give maximum freedom of rotation for the body 175

i forhold til det nedre ringelement 231 og skulderen 2.33. Den første tilstand er at tetningsringen 226 er hovedsakelig uten . trykkrefter "på grunn av det relativt store aksiale rom mellom flatene 216 - 219 på legemet 175 på den ene side, og flatene 223 - 225 av ringen 220 på den annen side. Således gir tetningsringen 226 lite friksjonsmotstand mot rotasjon av rørhengeren. Den andre tilstand er at låsesegmentene 205 er ikke i inngrep med noe låsespor,. idet de fremdeles befinner seg for høyt til å in relation to the lower ring element 231 and the shoulder 2.33. The first condition is that the sealing ring 226 is substantially without . pressure forces "due to the relatively large axial space between the surfaces 216 - 219 of the body 175 on the one hand, and the surfaces 223 - 225 of the ring 220 on the other hand. Thus the sealing ring 226 provides little frictional resistance to rotation of the pipe hanger. The second state is that the locking segments 205 do not engage with any locking groove, as they are still too high to

■samvirke med sporene 211 og 212, og er kun i glidekontakt under'virkning av fjærene 20 6 med den sylindriske indre hovedvegg av delen 213. Skjærpinnene 221 er valgt slik at eksempelvis 20%. av den totale vekt av rørstrengen kan understøttes gjennom ringen 220 og lageret 230 uten at pinnene skjæres over. Som det senere skal beskrives, kan således rørhengeren bringes på plass og deretter roteres med eksempelvis 80% av vekten understøttet fra operasjonsbasen via håndteringsstrengen. Når den ønskede rotas j ons.s tilling er oppnådd, kan mer av vekten eller hele vekten av rørstrengen utøves, med det resultat, a-t pinnene 221 skjæres over. Legemet 175 synker så inntil skulderen 235 kommer til anlegg mot skulderen 237. Som det vil ses av fig. 14, vil slik nedadgående bevegelse av legemet 175 bringe låsesegmentene 205 til"inngrep med sporene 211, 212 og således fullstendig sammentrykke tetningsringen 226 for å gi effektiv tetning mellom legemet 175 og delen 213. Det vil videre ses at hår legemet 175 når den stilling som er vist på fig. 14, vil vekten av rør-strengen som henger ned fra-hengeren 13 være understøttet av skulderen 233 gjennom ringelementet 231 og legemet 175. Skuldrene •230, 237 befinner seg i metall-mot-metall-kontakt, og kulelageret er satt ut av funksjon når det gjelder å oppta lasten. Av fig. 2 vil det fremgå at en flerhet sammensatt ledd 10 kan forbindes innbyrdes til å danne hele håndteringsstrengen når dette er ønskelig. Med fordel benyttes kun et enkelt sammensatt ledd 10, i hvilket tilfelle den øvre ende av det sammensatte ledd lukkes av toppenheten 11, fig.'15. Toppenheten 11 omfatter en kort lengde tykkvegget før 24 5 som har en ytre skulder 2.4 6 i kontakt med en innvendig gjenget koblingsdel 247 som er identisk med delen 24, fig. 2. Innvendig har røret 245 en tversgående, . ringformet nedadrettet skulder 248, og i anlegg med denne befinner det seg én lukkeplate 249 som fastholdes av en fjærring 249a. Et sylindrisk lukkelegeme 250 er stivt festet med den øvre ende av røret 245, eksempelvis ved sveising. Lukkelegemet er forsynt med gjennomgående boringer som er koaksialt innrettet ved de respektive holdere 45-47 på toppen av det sammensatte ledd 10. Av'disse gjennomgående boringer er boringen 251 typisk for cooperate with the grooves 211 and 212, and are only in sliding contact under the action of the springs 20 6 with the cylindrical inner main wall of the part 213. The shear pins 221 are chosen so that, for example, 20% of the total weight of the pipe string can be supported through the ring 220 and the bearing 230 without the pins being cut. As will be described later, the pipe hanger can thus be brought into place and then rotated with, for example, 80% of the weight supported from the base of operations via the handling string. When the desired rotas j ons tilling is achieved, more of the weight or all of the weight of the pipe string can be applied, with the result that the pins 221 are sheared. The body 175 then descends until the shoulder 235 comes into contact with the shoulder 237. As will be seen from fig. 14, such downward movement of the body 175 will bring the locking segments 205 into engagement with the grooves 211, 212 and thus completely compress the sealing ring 226 to provide an effective seal between the body 175 and the part 213. It will further be seen that when the body 175 reaches the position is shown in Fig. 14, the weight of the pipe string hanging down from the hanger 13 will be supported by the shoulder 233 through the ring element 231 and the body 175. The shoulders •230, 237 are in metal-to-metal contact, and the ball bearing is disabled when it comes to receiving the load. From Fig. 2, it will be clear that a plurality of composite links 10 can be interconnected to form the entire handling string when this is desired. Advantageously, only a single composite link 10 is used, in which case the upper end of the composite link is closed by the top unit 11, Fig. 15. The top unit 11 comprises a short length of thick-walled front 24 5 which has an outer shoulder 2.4 6 in contact with an internally threaded coupling part 247 which is identical to part 24, fig. 2. Inside, the tube 245 has a transverse, . ring-shaped downward shoulder 248, and in contact with this there is one closing plate 249 which is retained by a spring ring 249a. A cylindrical closure body 250 is rigidly attached to the upper end of the tube 245, for example by welding. The closure body is provided with through bores which are coaxially arranged at the respective holders 45-47 on top of the composite link 10. Of these through bores, the bore 251 is typical for

de som skal innrettes med de to holdere 45 og holderen 46.those to be arranged with the two holders 45 and the holder 46.

Ved dens nedre ende omfatter boringen 251 et gjenget parti for ,At its lower end, the bore 251 comprises a threaded portion for ,

I IN

a oppta den gjengede øvre ende 252'av en brystnippel 253. Under gjengeforbindelsen-med brystnippelen omfatter boringen 251 et-sylindrisk parti for å gi plass for det ugjengede parti 254 a<y>brystnippelen, hvilket parti 254 er forsynt med tetningsringer ved 225. Brystnippelen 253 strekker seg gjennom en åpning 256 a occupy the threaded upper end 252 of a nipple 253. Below the threaded connection with the nipple, the bore 251 includes a cylindrical portion to accommodate the unthreaded portion 254 of the nipple, which portion 254 is provided with sealing rings at 225. The nipple 253 extends through an opening 256

i platen 249 og har en tversgående ringformet skulder 257 i inngrep med bunnflaten av platen 259. Det nedre endeparti 250 in the plate 249 and has a transverse annular shoulder 257 in engagement with the bottom surface of the plate 259. The lower end portion 250

av brystnippelen 253 er dimensjonert for innsetning nedad i holderen 4 6 på det sammensatte ledd . 10 og er forsynt med tetningsringer 259 for å tette mellom brystnippelen og holderen. Det øvre endeparti av boringen 251 er gjenget, som ved 260, for å oppta den gjengede nedre ende av et forbindelsesrør 261 med of the breast nipple 253 is dimensioned for insertion downwards in the holder 4 6 on the composite joint. 10 and is provided with sealing rings 259 to seal between the nipple and the holder. The upper end portion of bore 251 is threaded, as at 260, to receive the threaded lower end of a connecting pipe 261 with

samme innvendige diameter som røret 33, fig. 2. Bortsett fra same internal diameter as tube 33, fig. 2. Apart from

dimensjonene er boringene og brystniplene .som samvirker med de . to holderne 45 på det sammensatte ledd 10, identiske med de som nettopp er beskrevet-. the dimensions are the bores and the nipples .which interact with the . two holders 45 on the composite link 10, identical to those just described.

Legemet 250 er også forsynt med ni glatte gjennomgående boringer 262 som er slik plassert at når toppenheten 11 er forbundet med den øvre.ende av det sammensatte ledd 10 ved samvirkning av delen 227 med dét utvendig gjengede parti 17, fig. 2, befinner hver boring 262 seg koaksialt med en av de ni holdere 47. Lukkeplaten 249 har gjennomgående boringer som tilsvarer boringene The body 250 is also provided with nine smooth through bores 262 which are positioned in such a way that when the top unit 11 is connected to the upper end of the composite joint 10 by interaction of the part 227 with the externally threaded part 17, fig. 2, each bore 262 is coaxial with one of the nine holders 47. The closing plate 249 has bores through which correspond to the bores

262 og gir plass for brystniplene 263 for samvirkning med holderne 47. Kanaler 264 strekker seg oppad fra brystniplene 263 og gjennom de respektive boringer 262. Over legemet 250 262 and provides space for the nipples 263 for cooperation with the holders 47. Channels 264 extend upwards from the nipples 263 and through the respective bores 262. Above the body 250

er kanalene 264 gruppert til en sammensatt bunt som strekker seg. ved siden av og er festet ved hjelp av stropper til et av de større rør som tjener som håndteringsstreng for manipulering av kombinasjonen av det sammensatte ledd 10 og toppenheten 11. the channels 264 are grouped into a composite bundle that extends. next to and is attached by means of straps to one of the larger tubes which serves as a handling string for manipulating the combination of the composite joint 10 and the top assembly 11.

Utførelseseksempler på fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan illustreres ved installasjon av rørhengeren 13 ved bruk av fore-gående apparat. På en operasjonsbase ved vannflaten forbindes håndteringsverktøyet 12 med det sammensatte håndteringsledd 10. Med det sammensatte ledd 10 i. opprettstående stilling fjernes skrupluggene 270, fig. 3A, fra tilsvarende boringer i lukkeplaten 20 og det sammensatte ledd 10 fylles fullstendig med vann, idet en boring benyttes for fylling og den andre til å ventilere luft ifra det innvendige hulrom i leddet 10 slik at hovedsakelig all luft fjernes fra leddet 10. Pluggene 270 settes•tilbake på plass og toppenheten 11 forbindes så med leddet 10. Forbindelses-ledningene for de to større håndteringsrør installeres på enheten 11. Rørhengeren 13 forbindes med verktøyet 12, og boringene Exemplary embodiments of the method according to the invention can be illustrated by installing the pipe hanger 13 using the preceding apparatus. On an operating base at the water surface, the handling tool 12 is connected to the composite handling joint 10. With the composite joint 10 in the upright position, the screw plugs 270 are removed, fig. 3A, from corresponding bores in the closing plate 20 and the composite joint 10 is completely filled with water, one bore being used for filling and the other to ventilate air from the internal cavity in the joint 10 so that essentially all air is removed from the joint 10. The plugs 270 is put back in place and the top unit 11 is then connected to the link 10. The connection lines for the two larger handling pipes are installed on the unit 11. The pipe hanger 13 is connected to the tool 12, and the bores

103 og 106 settes under.trykk for å sikre at stemplene 130, 133. og hylsen 12 4 befinner seg i sin øvre stilling, idet trykk opprettholdes i boringen 103 inntil rørhengeren er bragt på plass. Rørstrengene omfattende forbindelsene 177 - 179, fig. 17, og borehulls-sikkerhetsventilkanalene 184 - 187 forbindes med rør-hengeren. Ved bruk av et konvensjonelt styresystem posisjoneres kombinasjonen av det sammensatte ledd 10, håndteringsverktøyet 12 og hengeren 13 rotasjonsmessig slik at lokalisatorkilene 115 103 and 106 are put under pressure to ensure that the pistons 130, 133 and the sleeve 124 are in their upper position, pressure being maintained in the bore 103 until the pipe hanger is brought into place. The pipe strings comprising connections 177 - 179, fig. 17, and the borehole safety valve channels 184 - 187 are connected to the pipe hanger. When using a conventional control system, the combination of the composite link 10, the handling tool 12 and the hanger 13 is positioned rotationally so that the locator wedges 115

i håndteringsverktøyet 12 plasseres slik i forhold til styre-linene G, fig. 18, slik at den forskyves eksempelvis 30° mot urviserne fra posisjonen av lokaliseringssporet 4a, fig. 17, i brønnhodets øvre legeme 4. De ni uavhengige fleksible rør av en sammensatt slange 271, fig. 10, forbindes så med., de respektive øvre ender av kanalene 264, idet den sammensatte slange 271 er stroppforbundet.med en av håndteringsrørstrengene og strekker seg opp over en skive 272 og deretter til en lagringsspole 273. hvor det lagres tilstrekkelig mye slange til å rekke fra operasjonsbasen til brønnhodet. Hvert rør i slangen 271 er forbundet via et svivelledd (ikke vist) med spolen 273 med en seriekombi-nasjon bestående av et manometer 274, en på-av-ventil 275 og en velgerventil 276. Ventilen 276 er en konvensjonell ventil som etter valg kan forbinde visse av rørene i slangen .271 og således velge noen av kanalene 264 for forbindelse med utløpet av en pumpe 277, mens andre beslektede rør forbindes som retur-ledning til et rør 278 som fører til et forråd 279 fra hvilket pumpen 277 tar hydraulisk fluid. in the handling tool 12 is placed like this in relation to the control lines G, fig. 18, so that it is displaced by, for example, 30° clockwise from the position of the locating track 4a, fig. 17, in the wellhead upper body 4. The nine independent flexible pipes of a composite hose 271, fig. 10, are then connected to the respective upper ends of the channels 264, the assembled hose 271 being strap-connected to one of the handling pipe strings and extending up over a disc 272 and then to a storage coil 273, where a sufficient amount of hose is stored to range from the base of operations to the wellhead. Each pipe in the hose 271 is connected via a swivel joint (not shown) to the coil 273 with a series combination consisting of a pressure gauge 274, an on-off valve 275 and a selector valve 276. The valve 276 is a conventional valve which can optionally connect certain of the pipes in the hose .271 and thus select some of the channels 264 for connection with the outlet of a pump 277, while other related pipes are connected as a return line to a pipe 278 which leads to a reservoir 279 from which the pump 277 takes hydraulic fluid .

På dette stadium befinner hylsen 124 og de ringformede stempler 130 og 133 av verktøyet 12 seg i sin øvre stilling, som.ses på fig. 7, og låsesegmentene 151 og 205 tvinges derfor utad av deres respektive f jærrør.- Lokalisatorkilen 115 tvinges utad av sin fjær 157, fig. 9, slik at ventilen 162 er lukket,-og med hydraulisk fluid, tilført av pumpen 277 via røret 280, fig. 10,lidet den av kanalene 264 som står i forbindelse med kanalen 37 og boringen 106 brukes, uten tap via sidekanalen 142, fig. 7, til det parti av den ringformede sylinder som befinner seg mellom flensen 125 på hylsen 124 og den faste ring 128, slik at fullt hydraulisk trykk vil opptre i dette parti av den ringformede sylinder og vil angis av manometeret 274. At this stage, the sleeve 124 and the annular pistons 130 and 133 of the tool 12 are in their upper position, as seen in fig. 7, and the locking segments 151 and 205 are therefore forced outwards by their respective spring tubes. - The locator wedge 115 is forced outwards by its spring 157, fig. 9, so that the valve 162 is closed, and with hydraulic fluid, supplied by the pump 277 via the pipe 280, fig. 10, the one of the channels 264 which is in connection with the channel 37 and the bore 106 is used, without loss via the side channel 142, fig. 7, to the part of the annular cylinder which is located between the flange 125 of the sleeve 124 and the fixed ring 128, so that full hydraulic pressure will occur in this part of the annular cylinder and will be indicated by the manometer 274.

Ved bruk av et konvensjonelt boretårn, heiseverk og bevegelses-kompensatorer blir håndteringsstrengen fullført og senket for å føre'det sammensatte håndteringsledd 10, verktøyet 12 og hengeren 13 ned til brønnhodet og gjennom utblåsningsforhindrerne, inntil skulderen 232 på hengeren lander på skulderen: 233 av pakningsanordningen 3. • Hoveddelen, eksempelvis 80% av total-, vekten av røret og håndteringsstrengene understøttes ved operasjonsbasen, slik at kun 20% understøttes gjennom" skulderne 232, 233, og skjærpinnene 221 forblir derfor intakt. Using a conventional derrick, hoist and motion compensators, the handling string is completed and lowered to guide the assembled handling link 10, tool 12 and hanger 13 down to the wellhead and through the blowout preventers, until the shoulder 232 of the hanger lands on the shoulder: 233 of the packing assembly 3. • The main part, for example 80% of the total, weight of the pipe and handling strings is supported at the operating base, so that only 20% is supported through the shoulders 232, 233, and the shear pins 221 therefore remain intact.

Når verktøyet 12 entrer utblåsningsforhindreren, presses lokalisatorkilen 115 innad av den omgivende boringsvegg og forblir i' en indre stilling, slik at ventilen 162 er åpen når verktøyet 12 entrer brønnhodets øvre legeme 4, fordi rotasjonsstillingen av verktøyet 12 ble valgt slik i utgangspunktet at kilen 115 ble forskjøvet fra lokaliseringsspalten 4a. Med ventilen 162 åpen tillates hydraulisk fluid tilført via pumpen 277 via røret 280, kanalene 264 og 37 og boringene 106 og 142., å unnslippe via ventilen 162 og boringene 171, slik at en markert reduksjon i trykk vises av manometeret 274 for således å indikere at lokalisatorkilen 115 ikke er virksom. When the tool 12 enters the blowout preventer, the locator wedge 115 is pressed inwards by the surrounding borehole wall and remains in an internal position, so that the valve 162 is open when the tool 12 enters the wellhead upper body 4, because the rotational position of the tool 12 was initially chosen such that the wedge 115 was shifted from the localization slot 4a. With valve 162 open, hydraulic fluid supplied via pump 277 via pipe 280, channels 264 and 37 and bores 106 and 142., is allowed to escape via valve 162 and bores 171 so that a marked reduction in pressure is shown by manometer 274 to thus indicate that the locator wedge 115 is not effective.

Når skuldrene 232, 233 er i anlegg, roteres håndteringsstrengen med urviserne for å bringe lokalisatorkilen 115på verktøyet 12 til register med spalten 4a, og kilen spretter utad og inn i spalten. Inngrep av kilen 115 i spalten 4a gir to indikasjoner på at det er skjedd, hvilke begge kan observeres på operasjonsbasen. Den første indikasjon er den vanlige brå motstand mot ytterligere dreining av håndteringsstrengen. Den andre indikasjon er at manometeret 274 returnerer til full trykkindikasjon, noe som skjer fordi at når kilen 115 beveges radialt utad inn i'sporet•4a,' lukkes ventilen 162 under påvirkning av sin fjær 170. Den andre indikasjon styrker den første og beviser atilokalisatorkilen 115 virkelig har grepet inn i spalten 4a. When the shoulders 232, 233 are engaged, the handling string is rotated clockwise to bring the locator wedge 115 on the tool 12 into register with the slot 4a, and the wedge pops outward and into the slot. Engagement of the wedge 115 in the slot 4a gives two indications that it has occurred, both of which can be observed at the operating base. The first indication is the usual abrupt resistance to further turning of the handling string. The second indication is that the manometer 274 returns to full pressure indication, which occurs because when the wedge 115 is moved radially outward into the 'groove•4a,' the valve 162 closes under the action of its spring 170. The second indication reinforces the first and proves the anti-locator wedge 115 has really intervened in column 4a.

Inngrep av kilen 115 i spalten 4a låser verktøyet 12, og dermed hengeren 13, i den forutbestemte rotasjonsorientering for hengeren, Engagement of the wedge 115 in the slot 4a locks the tool 12, and thus the hanger 13, in the predetermined rotational orientation for the hanger,

, slik at orienteringen av boringene 176, 178 og 180 - 183 gjennom , so that the orientation of the bores 176, 178 and 180 - 183 through

hengerlegemet 17 5 er kjent i forhold til styresystemet. Med the suspension body 17 5 is known in relation to the control system. With

kilen 115 i inngrep med sporet 4a blir så den fulle- vekt av strengen utøvet mot rørhengeren ved å minske strekket i håndteringsstrengen. Som et resultat av dette vil skjærpinnene 221 the wedge 115 in engagement with the groove 4a then the full weight of the string is exerted against the pipe hanger by reducing the tension in the handling string. As a result, the shear pins 221

skjæres av, og legemet 175 av hengeren 13 beveger seg så ned-. is cut off, and the body 175 of the hanger 13 then moves down.

over til den stilling som er vist på fig. 14, slik at låsesegmentene 205 griper inn i sporene 211, 212 for å låse rør-hengeren på plass samtidig med at den fulle vekt av rørstrengene fjernes fra lageret 230 og understøttes istedenfor ved direkte anlegg.mellom skuldrene 235, 237. Under overgangen fra den stilling som er vist på fig. 13 til den på fig. 14 kan det ikke skje noen relativ rotasjonsforskyvning mellom håndteringsverk-tøyet 12 og hengeren 13 fordi brystniplene på verktøyet er i inngrep i holderne på hengeren og dreiemomentkilen 17 2 er i inngrep i. spalten ,198. over to the position shown in fig. 14, so that the locking segments 205 engage in the grooves 211, 212 to lock the pipe hanger in place at the same time that the full weight of the pipe strings is removed from the bearing 230 and supported instead by direct contact between the shoulders 235, 237. During the transition from the position shown in fig. 13 to that of fig. 14, no relative rotational displacement can occur between the handling tool 12 and the hanger 13 because the breast nipples on the tool are engaged in the holders on the hanger and the torque wedge 17 2 is engaged in the slot ,198.

Under landingen av rørhengeren 13 strekker det ytre rør 14 av det sammensatte håndteringsledd 10 seg fullstendig gjennom begge utblåsningsforhindrerne 6 og 7. Donkraftene 6a. i priventeren 6 har buede flater 6b av en diameter som er lik ytterdiameteren av røret 14, og omslutningsforhindreren 7 er også dimensjonert for å samvirke med røret 14 når f orhindreren er aktivisert.' Således kan forhindrerne 6 og 7 betjenes for å tette mot røret 14 dersom brønnen skulle "sparke" på noe tidspunkt under installasjon av rørstrengene, enten hengeren 13, verktøyet 12 og leddet 10 befinner seg i sin opprinnelige rotasjonsstilling eller i sin endelige•rotasjonsstilling, siden riktig inngrep mellom ut-.blåsningsforhindrerne og røret 14 er fullstendig uavhengig av rørets 14 rotasjonsstilling. During the landing of the pipe hanger 13, the outer pipe 14 of the composite handling joint 10 extends completely through both blowout preventers 6 and 7. The jacks 6a. the preventer 6 has curved surfaces 6b of a diameter equal to the outer diameter of the pipe 14, and the enveloping preventer 7 is also dimensioned to cooperate with the pipe 14 when the preventer is activated. Thus, the preventers 6 and 7 can be operated to seal against the pipe 14 should the well "kick" at any time during the installation of the pipe strings, whether the hanger 13, the tool 12 and the joint 10 are in their original rotational position or in their final rotational position, since correct engagement between the blowout preventers and the tube 14 is completely independent of the tube 14's rotational position.

Når det sammensatte håndteringsledd 10 beveger seg ned mot brønn-hodet, vil den økende hydrostatiske trykkhøyde kunne nå en verdi som er tilstrekkelig til å åpne ventilen 6.9 dersom det skulle 1 :være ' en betydelig mengde luft i det vann som har fyl' t det samme'nl-I satte ledd. I dette tilfelle tjener ventilen 69 til å utligne trykket på innsiden og utsiden av det sammensatte ledd. Skulle brønnen "sparke" etter at rørhengeren er landet, aktiviseres utstrømningsforhindrerne 6 for å tette brønnringen, og dersom .dette skjer, vil. det fulle brønntrykk opptre i ringen rundt røret 14 under forhindrerdonkraftene 6a. Under disse forhold vil .det høye brønntrykk føres inn i det indre rom av det sammensatte ledd via ventilen 69 for således å eliminere det store trykkdifferensial som ellers ville ha en tendes til å knuse røret 14. I normal praksis "drepes" brønnen ved å pumpe boreslam inn i ringrommet, hvoretter trykket i ringrommet rundt røret 14 under forhindrerdonkraftene minker og har en tendens til å "bevirke et stort trykkdifferensial over veggen av røret 14 i motsatt retning, dvs. det virker fra innsiden av det sammensatte ledd. Imidlertid av-lastes dette trykk ved.uttømming av fluid gjennom ventilen 70, slik at trykket inne i det sammensatte ledd 10 vender tilbake til en relativt lav verdi som gjør det mulig å returnere det sammensatte ledd til operasjonsbasen ved overflaten på en sikker må.te. When the composite handling link 10 moves down towards the wellhead, the increasing hydrostatic pressure head will be able to reach a value sufficient to open the valve 6.9 if there should be a significant amount of air in the water that has filled it same'nl-I set joint. In this case, the valve 69 serves to equalize the pressure on the inside and outside of the composite joint. Should the well "kick" after the pipe hanger has been landed, the outflow preventers 6 are activated to seal the well annulus, and if this happens, will. the full well pressure occurs in the ring around the pipe 14 under the preventer jacks 6a. Under these conditions, the high well pressure will be fed into the inner space of the composite joint via the valve 69 to thus eliminate the large pressure differential which would otherwise have a tendency to crush the pipe 14. In normal practice, the well is "killed" by pumping drilling mud into the annulus, after which the pressure in the annulus around the pipe 14 under the preventer jacks decreases and tends to "cause a large pressure differential across the wall of the pipe 14 in the opposite direction, i.e. it acts from the inside of the composite joint. However, it is unloaded this pressure by exhausting fluid through the valve 70, so that the pressure inside the composite joint 10 returns to a relatively low value which makes it possible to return the composite joint to the operating base at the surface in a safe manner.

Under hele den operasjon som vedrører.landing, orientering og låsing av hengeren 13 opprettholdes full kommunikasjon mellom operasjonsbasen ved vannflaten på den ene side, og rørstrengene, borehulls-sikkerhetsventilene og annet hydraulisk utstyr, samt håndteringsverktøyet 12 på deri annen side. During the entire operation relating to landing, orientation and locking of the trailer 13, full communication is maintained between the operations base at the water surface on the one hand, and the pipe strings, borehole safety valves and other hydraulic equipment, as well as the handling tool 12 on the other hand.

Med rørhengeren 13 vellykket landet eller dradd på plass, orientert og låst til pakningsanordningen 3 kan håndteringsverktøyet 12 fjernstyrt frakobles fra rørhengeren ved å betjene velgerventilen 27 6 for å sette under trykk det rør i den sammensatte slange 271 som står i forbindelse méd boringene 104, 144 i verktøyet 12 mens horingene 143, 103 ventileres. Som det vil ses av fig. 7A, vil trykksetting av boringene 10 4, 14 4 drive stempelet 130 nedad slik at skjørtet 131 kommer til anlegg mot kamflatene 154 på låsesegmentene 151 og tvinger låsesegmentene innad inn With the pipe hanger 13 successfully landed or towed into place, oriented and locked to the packing device 3, the handling tool 12 can be remotely disconnected from the pipe hanger by operating the selector valve 27 6 to pressurize the pipe in the assembled hose 271 that is connected to the bores 104, 144 in the tool 12 while the horns 143, 103 are ventilated. As will be seen from fig. 7A, pressurizing the bores 10 4 , 14 4 will drive the piston 130 downward so that the skirt 131 comes into contact with the cam surfaces 154 of the locking segments 151 and forces the locking segments inwardly

i sporet 115 i en slik rad at endene av låsesegmentene frigjøres fra sporet 196 i koblingsdelen 188. Verktøyet 12 er nå frigjort og kan trekkes opp. ....'.-!■ in the slot 115 in such a row that the ends of the locking segments are released from the slot 196 in the coupling part 188. The tool 12 is now released and can be pulled up. ....'.-!■

jskulle trykksetting av boringene 104, 144 ikke formå å frigjøre' verktøyet 12 fra hengeren 13, er det tilveiebragt en sekundær innretning for dette formål. Således kan velgerventilen 27.6 betjenes til å trykksette boringene 105, 145 i verktøyet 12 og. tilføre trykk til rommet mellom sekundærstempelet 133 og den faste ring 128, slik at kombinasjonen av stemplene 133, 130'drives nedad for å bevirke at skjørtet 131 trekker låsesegmentene 151 tilbake som vist på fig. 7B. Should pressurizing the bores 104, 144 fail to release the tool 12 from the hanger 13, a secondary device is provided for this purpose. Thus, the selector valve 27.6 can be operated to pressurize the bores 105, 145 in the tool 12 and. adding pressure to the space between the secondary piston 133 and the fixed ring 128, so that the combination of the pistons 133, 130' is driven downwards to cause the skirt 131 to retract the locking segments 151 as shown in fig. 7B.

Kombinasjonen av verktøyet 12 og sammensatt håndteringsledd 10 benyttes også når det er nødvendig å på nytt nedføre rørhengeren ' 13, som når rørhengeren og rørstrengene skal trekkes opp. Håndteringsstrengen settes sammen som tidligere beskrevet og senkes ved hjelp av et boretårn, heiseverk og bevegelseskompen-satorer som kan innstilles til å understøtte en gitt andel av krokvekten. Når verktøyet 12 er senket til omtrent en kobling over hengere 13, innstilles bevegelseskompensatorerie til å under-støtte hele krokvekten bortsett .fra omtrent 5 - 10 000 kp. Velgerventilen 276 betjenes for å trykksette begge boringene 106 og 103 i verktøyet 12. Siden den opprinnelige orientering av verktøyet 12 posisjonerer kilen 115 i betydelig avstand med urviserne fra spalten 4a, vil, som ved landing av rørhengeren, innføring av verktøyet i utblåsningsforhindrerne bevirke at kilen 115 presses innad og ventilen 162 åpner. Håndteringsstrengen senkes så for å lande verktøyet 12 forsiktig på hengeren 13, idet bunnenden av kilen 172 griper inn med den øvre'kant av koblrngsdelen 188 på hengeren. Håndteringsstrengen roteres så inntil kilen 115 griper inn i spalten 4a og bringer ventilen 162 til å lukke slik at manometeret 274 viser en økning i trykket utøvet via boringene 106, 142. Når kilen 115 entrer spalten 4a i brønnhodets øvre legeme, vil dreiemomentkilen 172 samtidig entre spalten 198 i delen 188. Håndteringsstrengen senkes nå ytterligere for å innsette verktøyet 12 helt inn i delen 188, slik at verktøylegemet 80 bringes til kontakt med hengerlegemet 175. Låsesegmentene 151 beveges nå utad av deres fjærer 152 til inngrep i sporet 196 i delen 188 for således å sikre verktøyet 12 til hengeren 13. Forbindelse er således re-etablert med rørene 177 - 197, fig. 17, via respektive rør 32, j.33 i det sammensatte håndteringsledd. j Dersom hengeren og rørstrengen skal gjenvinnes, betjenes velger-<1>ventilen 276 for å trykksette boringene 107, 146 og forbinde boringen 106 til utløp, slik at trykkfluid innføres mellom flensen 125 på hylsen 124 og skulderen 122 for å drive hylsen 124 nedad mot legemet 80. Skjørtet 127 av hylsen 124 støter mot toppen av låsetilbaketrekkingshylsen 200 slik at skjærskruen 203 skjæres. • over og hylsen 200 drives nedad i forhold til legemet 175, mens skjørtet 201 virker på kamflåtene 209 på låsesegmentene 205 slik at låsesegmentene tvinges innad i sporet 204 og frigjøres fra sporene 211, 212. Håndteringsstrengen kan nå heves for å gjen-vinne leddet 10, verktøyet 12, hengeren 13 og rørstrengene. The combination of the tool 12 and composite handling link 10 is also used when it is necessary to lower the pipe hanger '13 again, such as when the pipe hanger and the pipe strings are to be pulled up. The handling string is assembled as previously described and lowered using a derrick, hoist and movement compensators that can be set to support a given proportion of the hook weight. When the tool 12 is lowered to approximately one link above the hangers 13, the motion compensator is set to support the entire hook weight except for approximately 5 - 10,000 kp. The selector valve 276 is operated to pressurize both bores 106 and 103 in the tool 12. Since the original orientation of the tool 12 positions the wedge 115 at a considerable distance clockwise from the slot 4a, as when landing the pipe hanger, insertion of the tool into the blowout preventers will cause the wedge 115 is pressed in and the valve 162 opens. The handling string is then lowered to land the tool 12 carefully on the hanger 13, the bottom end of the wedge 172 engaging the upper edge of the coupling part 188 on the hanger. The handling string is then rotated until the wedge 115 engages the slot 4a and causes the valve 162 to close so that the manometer 274 shows an increase in the pressure exerted via the bores 106, 142. When the wedge 115 enters the slot 4a in the upper body of the wellhead, the torque wedge 172 will simultaneously enter the slot 198 in the part 188. The handling string is now further lowered to insert the tool 12 fully into the part 188, so that the tool body 80 is brought into contact with the hanger body 175. The locking segments 151 are now moved outwards by their springs 152 to engage the groove 196 in the part 188 for thus securing the tool 12 to the hanger 13. Connection is thus re-established with the pipes 177 - 197, fig. 17, via respective pipes 32, j.33 in the composite handling link. j If the hanger and pipe string are to be recovered, the selector valve 276 is operated to pressurize the bores 107, 146 and connect the bore 106 to the outlet, so that pressure fluid is introduced between the flange 125 of the sleeve 124 and the shoulder 122 to drive the sleeve 124 downwards towards the body 80. The skirt 127 of the sleeve 124 abuts the top of the lock retraction sleeve 200 so that the shear screw 203 is sheared. • above and the sleeve 200 is driven downwards in relation to the body 175, while the skirt 201 acts on the cams 209 on the locking segments 205 so that the locking segments are forced into the groove 204 and released from the grooves 211, 212. The handling string can now be raised to recover the link 10 , the tool 12, the hanger 13 and the pipe strings.

Claims

1. Apparatus for remote installation of a well tool in an underwater well installation for operations carried out from an operating base at the water surface by means of a control system and a handling string, characterized by the combination of a handling tool comprising a body which is connectable to the handling string and which has a pressurized fluid channel which is connectable via the handling string to-en a source of fluid under pressure located at the base of operation, a localizer device carried by the body and movable from a retracted, inactive position to a laterally extending, active position, resilient means for urging the localizer device to its extended position, a pressurized fluid outlet in communication with said channel, a valve inlet which is arranged to prevent the outflow of fluid via the outlet opening when the valve device is closed and which allows such outflow when the valve device is open, which valve device includes operating means responsive to movement of the locator device to open the valve device when the locator device is located in the retracted position and closing the valve means when the locator device is in its extended position, and means for forming an expandable chamber as a power device for carrying out a purpose of the handling tool, which expandable chamber is in communication with the can len, and means observable at the base of operations for indicating fluid pressure in the channel.

2. Apparatus according to claim 1, characterized by ■ that the handling tool body comprises a side bore which at its inner end is connected to the channel and opens outwards; and that the valve device comprises a valve body which is fixed in the outer end portion of the side bore and has a through bore and a valve seat at the inner end of the through bore, a movable valve element which has a surface which is arranged to rest against the valve seat for to close the through bore, an operating rod extending from the movable valve member outwardly through the through bore bg for engagement with the locator device, and spring means in engagement between the inner end of the side bore and the movable f valve member t, the through bore in the valve body has a diameter significantly larger than the operating rod' to allow outflow of fluid from the side bore.

3. Apparatus according to claim 2, characterized in that the handling tool comprises a tubular part which encloses the handling tool body and is attached to it, -—and which is provided with an outwardly opening recess which is centered on the side bore, the inner wall of the recess having an opening through which the operating rod for the valve device extends; that the locator device is a wedge slidably arranged in the recess; and that the spring means are arranged in the recess and are arranged to press the wedge outwards.

4. Apparatus according to claim 3, characterized in that the wedge is provided with at least one continuous channel for outflow of fluid which is emptied through the continuous bore in the valve body into the recess.

5. Apparatus according to claim 2, characterized in that the handling tool body has an upper end surface and that the pressurized fluid channel is a blind bore that opens through said upper end surface and cuts said side bore so that it ends somewhere below the side bore.

6. Apparatus according to claim 5, characterized in that the handling tool body has a cylindrical outer surface portion which terminates at its upper end in a transverse, ring-shaped, downward-facing shoulder; and that the means forming said expandable chamber comprise a tubular part which surrounds said cylindrical surface portion and comprises an annular inwardly directed flange which slideably encloses said cylindrical surface portion; which extended chamber is in communication with the channel via a bore that opens outwards through said cylindrical surface portion below, the flange of the tubular part. ■ !_„■■■