WO2017014263A1 - フロートバルブサブ - Google Patents

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WO2017014263A1
WO2017014263A1 PCT/JP2016/071390 JP2016071390W WO2017014263A1 WO 2017014263 A1 WO2017014263 A1 WO 2017014263A1 JP 2016071390 W JP2016071390 W JP 2016071390W WO 2017014263 A1 WO2017014263 A1 WO 2017014263A1
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WO
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float valve
outer barrel
sub
assembly
lid
Prior art date
Application number
PCT/JP2016/071390
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English (en)
French (fr)
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悠一 眞本
英剛 宮崎
敬太 秋山
正樹 川原
鈴木　智昭
Original Assignee
国立研究開発法人海洋研究開発機構
株式会社エヌエルシー
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Publication date
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
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    • E21B25/00—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels, core extractors
    • E21B25/02—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels, core extractors the core receiver being insertable into, or removable from, the borehole without withdrawing the drilling pipe
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • E21B25/00—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels, core extractors
    • E21B25/10—Formed core retaining or severing means
    • E21B25/14—Formed core retaining or severing means mounted on pivot transverse to core axis

Definitions

  • the present invention relates to a float valve sub used for a drill string, and can be suitably used for, for example, a float valve sub in which a float valve assembly is detachably provided inside a bottom hole assembly.
  • a technique for collecting a sample core of a formation is known.
  • a drill bit is provided on an end circumference of a cylindrical structure called a drill string.
  • the drill string penetrates into the formation by rotation or the like.
  • a cylindrical formation sample is taken from the inside of the drill string.
  • Patent Document 1 and Patent Document 2 disclose inventions of a flapper type float valve.
  • a float valve using a flapper-type lid is provided inside the drill string.
  • the float valve sub 2 has an outer barrel assembly and a float valve assembly.
  • the float valve assembly is detachably disposed inside the outer barrel assembly.
  • the float valve assembly has a first end, a second end, a float valve intermediate portion, and a lid.
  • each of the first end and the second end has a cylindrical shape.
  • the float valve intermediate portion is disposed between the first end and the second end.
  • the lid portion is attached to the first end portion and is rotatable between the first position and the second position.
  • the lid closes the flow path at the first end in the first position, and releases the first opening of the float valve as the flow path at the first end in the second position.
  • the float valve intermediate part has a side opening through which a part of the lid part can pass.
  • the outer barrel assembly has a first portion, a second portion, and an outer barrel middle portion. *
  • the first portion receives the first end portion and has an inner peripheral surface shape complementary to the outer peripheral surface of the first end portion.
  • the second portion receives the second end portion and has an inner peripheral surface shape complementary to the outer peripheral surface of the second end portion.
  • the outer barrel intermediate portion is disposed between the first portion and the second portion.
  • the middle part of the outer barrel has a recess that can receive the lid in the second position.
  • the minimum inner diameter of the first portion is larger than the minimum inner diameter of the second portion, and the inner diameter of the annular recess is larger than the minimum inner diameter of the first portion.
  • the ratio of the minimum inner diameter of the float valve to the maximum outer diameter of the portion where the float valve of the drill string is installed can be improved. I can do it.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration example of a coring system (a kind of bottom hole assembly) for excavating the seabed.
  • FIG. 2A is a partial cross-sectional view showing a configuration example of a core barrel provided at a distal end portion of a drill string used in a wireline recovery method.
  • FIG. 2B is a cross-sectional view illustrating a configuration example of an outer barrel portion of the core barrel illustrated in FIG. 2A.
  • FIG. 2C is a cross-sectional view showing a more detailed configuration example of the inner barrel portion of the core barrel shown in FIG. 2A.
  • FIG. 3A is a diagram showing a first stage of an example of a core collection technique using the core barrel shown in FIGS. 2A to 2C.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration example of a coring system (a kind of bottom hole assembly) for excavating the seabed.
  • FIG. 2A is a partial cross-sectional view showing a configuration example of a
  • FIG. 3B is a diagram illustrating a second stage of an example of a core collection technique.
  • FIG. 3C is a diagram illustrating a third stage of an example of a core collection technique.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of a core collection technique in which a casing pipe is combined with the drill string shown in FIGS. 2A to 2C.
  • FIG. 5A is a cross-sectional view illustrating a configuration example of a core barrel using a float valve sub according to an embodiment.
  • FIG. 5B is a partial cross-sectional view showing a connection relationship of the float valve sub according to the embodiment with another sub.
  • FIG. 6 is a cross-sectional view illustrating a configuration example of the outer barrel assembly in the float valve sub according to the embodiment.
  • FIG. 7A is a diagram illustrating a configuration example of a float valve assembly according to an embodiment with a flapper lid in a first position.
  • FIG. 7B is a diagram illustrating a configuration example of the float valve assembly according to an embodiment with a flapper lid in a second position.
  • FIG. 7C is a side view of the float valve assembly in the state shown in FIG. 7B.
  • FIG. 8A shows the flapper lid of the float valve assembly shown in FIGS. 7A and 7B.
  • 8B is a cross-sectional view of the flapper lid shown in FIG. 8A, taken along section line AA.
  • 8C is a cross-sectional view of the flapper lid shown in FIG. 8A, taken along section line BB.
  • FIG. 8A shows the flapper lid of the float valve assembly shown in FIGS. 7A and 7B.
  • 8B is a cross-sectional view of the flapper lid shown in FIG. 8A, taken along section line AA.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating a geometric relationship between the inner diameter of the annular recess and the outer diameter of the float valve first opening according to one embodiment.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating a configuration example of a coring system using a riser excavation system.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration example of a coring system for excavating the seabed.
  • the coring system is a kind of the bottom hole assembly 1.
  • a drilling rig 12 is prepared on the sea surface 14 directly above the seabed 15 to be drilled. It is desirable that the excavation rig 12 keeps its position directly above the excavation position by using a GPS (Global Positioning System) satellite 18 or the like.
  • the drilling rig 12 repeats the process of adding the drill string 11 and lowering it to the sea 13.
  • the drilling rig 12 controls the drillstring 11 to collect a core as a formation sample from the formation 16 of the seabed 15. *
  • the distance from the sea surface 14 to the sea floor 15 may reach several thousand meters. Even in such a case, if the entire drill string 11 is moved up and down every time one core is collected, the working efficiency is poor. . Therefore, there is a technique in which after the drilling by the drill string 11 is started, the core is continuously collected in the drilling rig 12 by using the inner barrel portion inserted inside the outer barrel portion of the drill string without performing the lifting pipe.
  • One such technique is a wireline collection method. *
  • the coring system shown in FIG. 1 can be used not only for seabed excavation but also for geological excavation on land. *
  • FIG. 2A is a cross-sectional view showing a configuration example of the core barrel 10 provided at the distal end portion of the drill string 11 used in the wireline recovery method.
  • the core barrel 10 shown in FIG. 2A has a two-layer structure, and has an outer barrel portion 30 on the outer side and an inner barrel portion 50 on the inner side.
  • the outer barrel portion 30 has a cylindrical shape, and the inner barrel portion 50 is movable in the longitudinal direction of the core barrel 10 ( ⁇ Z direction of coordinates shown in FIG. 2A). *
  • FIG. 2A a cross-sectional view of the outer barrel portion 30 is shown, and a side view of the inner barrel portion 50 is schematically shown.
  • the outer barrel portion 30 is provided at the distal end of the drill string 11. *
  • FIG. 2B is a cross-sectional view illustrating a configuration example of the outer barrel portion 30 in the core barrel 10 illustrated in FIG. 2A.
  • the outer barrel portion 30 shown in FIG. 2B includes a core bit 31, a near bit sub 32, a drill collar sub 33, a landing sub 34, a head sub 35, a landing ring 36, and a latch portion 37.
  • the core bit 31 is provided at the distal end of the outer barrel portion 30.
  • a near bit sub 32 is connected to the upper end of the core bit 31.
  • a drill collar sub 33 is connected to the upper end portion of the near bit sub 32.
  • a landing sub 34 is connected to the upper end of the drill collar sub 33.
  • a head sub 35 is connected to an upper end portion of the landing sub 34.
  • the landing ring 36 is provided in the vicinity of the opening on the upper end side of the inner wall of the drill collar sub 33.
  • the latch portion 37 includes a space provided by boring the inner wall of the landing sub 34.
  • FIG. 2C is a diagram showing a configuration example of the inner barrel portion 50 in more detail in the core barrel 10 shown in FIG. 2A.
  • 2C has an inner tube 51, a core liner 52, a length adjusting mechanism 53, a swivel mechanism 54, a landing mechanism 55, a latch mechanism 56, and a fishing neck 57.
  • the length adjusting mechanism 53 has a lock bolt 58. *
  • the inner tube 51 is provided at the distal end of the inner barrel portion 50.
  • a core liner 52 is provided inside the inner tube 51.
  • a length adjusting mechanism 53 is provided on the upper end side of the inner tube 51.
  • a swivel mechanism 54 is provided on the upper end side of the length adjusting mechanism 53.
  • a landing mechanism 55 is provided on the upper end side of the swivel mechanism 54.
  • a latch mechanism 56 is provided on the upper end portion side of the landing mechanism 55.
  • a fishing neck 57 is provided on the upper end side of the latch mechanism 56. *
  • the fishing neck 57 removably connects the inner barrel portion 50 to a wire line extending from the excavation rig 12.
  • the excavation rig 12 controls the wire line to attach and detach the wire line and the fishing neck 57.
  • the latch mechanism 56 fixes the inner barrel portion 50 to the outer barrel portion 30 by fitting into the latch portion 37.
  • the rotational movement of the outer barrel portion 30 is transmitted to the inner barrel portion 50.
  • the latch mechanism 56 is released from the engagement with the latch portion 37 when the inner barrel portion 50 is recovered by the excavation rig 12 via the wire line.
  • the landing mechanism 55 adjusts the positional relationship between the inner barrel portion 50 and the outer barrel portion 30 in the longitudinal direction of the drill string 11.
  • the outer diameter of the landing mechanism 55 is larger than the inner diameter of the landing ring 36.
  • the lower surface of the landing mechanism 55 is placed on the upper surface of the landing ring 36, whereby the inner barrel portion 50 and the outer barrel portion 30. May be determined.
  • the swivel mechanism 54 rotates the core liner 52 disposed on the distal side of the swivel mechanism as the outer barrel portion 30 rotates so that the core being collected is not twisted with respect to the excavated formation. It is provided for the purpose of preventing it.
  • the swivel mechanism 54 includes an outer portion connected to the upper end side of the inner barrel portion 50, an inner portion connected to the lower end side, and a bearing provided between the outer portion and the inner portion. And have. Due to the presence of the swivel mechanism 54, the rotational movement of the outer barrel portion 30 is not transmitted to the components disposed below the swivel mechanism 54 in the inner barrel portion 50. *
  • the length adjusting mechanism 53 is provided to adjust the overall length of the inner barrel portion 50.
  • the length adjusting mechanism 53 includes an inner portion connected to the upper end side of the inner barrel portion 50, an outer portion connected to the lower end side, and a lock bolt 58 connecting the inner portion and the outer portion.
  • Each of the inner part and the outer part has a plurality of holes through which the lock bolts 58 are passed.
  • the length of the inner barrel part 50 can be adjusted by appropriately selecting a hole through which the lock bolt 58 is passed. *
  • the inner tube 51 supports the core liner 52 inside thereof.
  • the core liner 52 stores the core to be collected.
  • the inner tube 51 preferably has a core catcher and a core lifter (not shown).
  • the core catcher and the core lifter separate the core to be collected from the formation.
  • the core catcher and the core lifter support the core separated from the formation 16 and prevent its fall. Only one of the core catcher and the core lifter may be used. *
  • the outer barrel portion 30 and the inner barrel portion 50 shown in FIGS. 2A to 2C are called rotary core barrels and are used when the formation 16 to be collected is relatively hard. When the formation 16 to be collected is relatively soft, an inner barrel portion 50 having another configuration may be used. *
  • FIG. 3A to FIG. 3C are diagrams showing each stage of an example of a core collection method using the drill string 11 shown in FIG. 2A to FIG. 2C. *
  • the drill string 11 is extended toward the formation 16 where the sample is to be collected, and the inner barrel portion 50 is lowered toward the outer barrel portion 30 through the inside of the drill string 11.
  • the opening of the core bit 31 provided at the distal end of the outer barrel portion 30 and the opening of the core liner 52 provided at the distal end of the inner barrel portion 50 overlap with each other in the excavation progress direction of the drill string 11.
  • the drill string traveling direction of the drill string 11 coincides with the longitudinal direction of the drill string 11 and also coincides with the rotation axis direction of the drill string 11. *
  • the drill string 11 rotates around the rotation axis and advances through the formation 16. At this time, a part of the formation 16 enters the inside of the core liner 52 through the opening of the core bit 31.
  • the excavation rig 12 extends the wire line into the outer barrel portion 30 and connects it to the fishing neck 57 of the inner barrel portion 50, and pulls up the inner barrel portion 50 together with the wire line.
  • a part of the formation 16 contained in the core liner 52 is separated from the formation 16 and supported by the core catcher and the core lifter and collected as the core 40 of the formation sample.
  • the outer diameter of the casing pipe that can be inserted into the excavation hole 17 is equal to the outer diameter of the core bit 31 excavating the excavation hole 17, so that the excavation hole 17 reinforced with the casing pipe can be further excavated.
  • the core bit 31 having a smaller outer diameter is required.
  • the excavation hole 17 dug by the core bit 31 having a smaller outer diameter is reinforced by another thinner casing pipe. By repeating such steps, deeper excavation becomes possible.
  • FIG. 4 is a partial cross-sectional view showing an example of a core collection technique in which a casing pipe is combined with the drill string 11 shown in FIGS. 2A to 2C. *
  • the cross-sectional view shown in FIG. 4 includes the formation 16, the drill string 11, the first casing pipe 71, the second casing pipe 72, the third casing pipe 73, and the fourth casing pipe 74. *
  • the first casing pipe 71 to the fourth casing pipe 74 are cylindrical structures having different thicknesses and lengths.
  • the outer diameter of the first casing pipe 71 is the largest, the outer diameter of the second casing pipe 72 is the next largest, the outer diameter of the third casing pipe 73 is the next largest, and the outer diameter of the fourth casing pipe 74 is The thinnest.
  • the first casing pipe 71 is the shortest, the second casing pipe 72 is the next shortest, the third casing pipe 73 is the next shortest, and the fourth casing pipe 74 is the longest. *
  • the first casing pipe 71 to the fourth casing pipe 74 are arranged concentrically when viewed from directly above the excavation hole 17 and are buried in the formation 16.
  • the upper end portion may be located on the surface of the formation 16.
  • the depth at which excavation is possible is improved, while the thickness (outer diameter) of the usable core bit 31 is gradually reduced. Therefore, the outer diameter and inner diameter of the usable drill string 11 are also gradually reduced.
  • This embodiment proposes the structure which can suppress the reduction
  • FIG. 5A is a cross-sectional view illustrating a configuration example of the outer barrel portion 30 using the float valve sub according to the present embodiment.
  • the outer barrel portion 30 shown in FIG. 5A is equivalent to the outer barrel portion 30 shown in FIGS. 2A to 2C with the addition of the float valve sub 2 according to the present embodiment.
  • the float valve sub 2 is disposed between the drill collar sub 33 and the near bit sub 32, and the inner tube 51 passes through the inside thereof. *
  • the float valve sub 2 according to the present embodiment may be disposed at another location of the outer barrel portion 30.
  • the float valve sub 2 according to the present embodiment may be disposed between the core bit 31 and the near bit sub 32.
  • the float valve sub 2 may be disposed between the landing sub 34 and the drill collar sub 33.
  • each sub including the float valve sub 2 has as high rotational symmetry as possible with respect to the rotation axis of the drill string 11.
  • each sub desirably has as high rotational symmetry as possible in order to realize the molding and processing more easily and with higher accuracy.
  • rotating bodies such as circles, disks, cylinders, and cylinders appear in various parts in the following description. However, these rotating bodies are not limited to geometrically strict circles, disks, cylinders, cylinders, and the like, but are realistic enough to prevent stable rotation of the drill string 1 and assembly of each sub. Variations within the range may be included.
  • FIG. 5B is a partial cross-sectional view showing the connection relationship of the float valve sub 2 according to the present invention with another sub. *
  • the float valve sub 2 shown in FIG. 5B has an outer barrel assembly 100 as an outer cylinder assembly and a float valve assembly 200.
  • the float valve assembly 200 is disposed inside the outer barrel assembly 100.
  • FIG. 5B shows a cross-sectional view of the outer barrel assembly 100. *
  • the float valve sub 2 shown in FIG. 5B has an upper sub 300 connected to the upper end side thereof. Further, the float valve sub 2 shown in FIG. 5B has a lower sub 500 connected to the lower end side thereof.
  • a taper screw having excellent water tightness.
  • FIG. 6 is a cross-sectional view showing a configuration example of the outer barrel assembly 100 in the float valve sub 2 according to the present embodiment. *
  • the outer barrel assembly 100 as the outer cylinder assembly is preferably formed by processing a single member from the viewpoint of strength and water tightness.
  • the outer barrel assembly 100 includes an outer barrel first part 110, an outer barrel second part 120, and an outer barrel intermediate part 130. *
  • the outer barrel first portion 110 is the proximal end of the outer barrel assembly 100.
  • the outer barrel second portion 120 is the distal end of the outer barrel assembly 100.
  • the outer barrel intermediate portion 130 is disposed between the outer barrel first portion 110 and the outer barrel second portion 120.
  • the outer barrel first portion 110 includes an outer barrel first connecting portion 111 and an outer barrel first receiving portion 112. A space inside the outer barrel first portion 110 is referred to as an outer barrel first opening 101. *
  • the outer barrel first connection part 111 is connected to the lower end side connection part of the upper sub 300.
  • a tapered female screw is formed inside the outer barrel first connecting portion 111, and this is fitted with a tapered male screw formed outside the lower end side connecting portion of the upper sub 300.
  • the inner peripheral surface of the outer barrel first receiving portion 112 has a shape complementary to the upper end portion (the outer peripheral surface of the upper end portion) of the float valve assembly 200, and receives the upper end portion of the float valve assembly 200. And support.
  • the outer barrel first receiving portion 112 has a shape that allows the entire float valve assembly 200 to pass to the outer barrel second receiving portion 122 when the float valve assembly 200 is attached to the outer barrel assembly 100.
  • the outer barrel second portion 120 includes an outer barrel second connecting portion 121 and an outer barrel second receiving portion 122.
  • the space inside the outer barrel second portion 120 is referred to as the outer barrel second opening 102. *
  • the outer barrel second connection part 121 is connected to the upper end side connection part of the lower sub 500.
  • a tapered male screw is formed on the outer side of the outer barrel second connecting portion 121, and this is fitted with the tapered female screw formed on the inner side of the upper end side connecting portion of the lower sub 500.
  • the inner peripheral surface of the outer barrel second receiving portion 122 has a shape complementary to the lower end portion (outer peripheral surface of the lower end portion) of the float valve assembly 200 on the inner peripheral surface thereof. Receive and support the lower end of the assembly 200.
  • the outer barrel second receiving portion 122 has such a shape that the float valve assembly 200 does not pass and does not fall to the lower sub-side of the outer barrel assembly 100.
  • the minimum inner diameter DO2 of the outer barrel second portion 120 is smaller than the minimum inner diameter DO1 of the outer barrel first portion 110.
  • the minimum inner diameter DO2 is smaller than the maximum outer diameter of the float valve assembly 200 that allows at least the inner tube 51 to penetrate the inside. *
  • the outer barrel first opening 101 is connected to the upper side of this space.
  • the outer barrel second opening 102 is connected to the lower side of this space.
  • the annular recess 103 may be formed by a method such as boring the inner wall of the outer barrel assembly 100.
  • the annular recess 103 is provided to receive a flapper lid protruding from the cylindrical portion of the float valve assembly 200.
  • the inner diameter DO3 of the annular recess 103 is larger than the minimum inner diameter DO1 of the outer barrel first portion 110.
  • the inner diameter at the boundary with the outer barrel first portion 110 on the upper side of the outer barrel intermediate portion 130 is equal to the inner diameter D01 of the outer barrel first receiving portion 112.
  • the inner diameter DO3 of the annular recess 103 of the outer barrel intermediate portion 130 is larger than the inner diameter DO1 of the outer barrel first receiving portion 112.
  • the inner diameter at the boundary with the outer barrel second portion 120 on the lower side of the outer barrel intermediate portion 130 is equal to the inner diameter D01 of the outer barrel second receiving portion 122.
  • the inner diameter DO3 of the annular recess 103 of the outer barrel intermediate portion 130 is larger than the inner diameter DO1 of the outer barrel second receiving portion 122.
  • the inner diameter at the boundary between the outer barrel intermediate portion 130 and the outer barrel second portion 120 is the same as the inner diameter D01 of the outer barrel first receiving portion 112, but the former is the latter. It is also possible to make it smaller.
  • the minimum wall thickness of the drill pipe of the drill string 11 is expressed as Tmin.
  • the drill pipe is an outer wall portion of the drill string 11 on the side of the drilling rig 12 from the rotary core barrel, and has a function of transmitting rotational motion from the drilling rig 12 to the rotary core barrel.
  • the strength required for the outer barrel assembly 100 that is a part of the structure constituting the drill string 11 can be any of the outer barrel assemblies 100. Even in the portion, the thickness is guaranteed if the thickness is equal to or greater than the minimum thickness Tmin.
  • the thickness T is preferably equal to or greater than the minimum thickness Tmin.
  • the material of the outer barrel assembly 100 may be changed to a material having higher strength.
  • FIG. 7A is a diagram illustrating a state in which the flapper lid 230 is in the first position in one configuration example of the float valve assembly 200 according to the present embodiment.
  • FIG. 7B is a diagram showing a state in which the flapper lid 230 is in the second position in one configuration example of the float valve assembly 200 according to the present embodiment.
  • FIG. 7C is a side view of the float valve assembly 200 in the state shown in FIG. 7B. 7A and 7B, a part of the outer wall is shown as a cross-sectional view in order to explain the inside of the float valve assembly 200. *
  • FIG. 8A shows the flapper lid 230 of the float valve assembly 200 shown in FIGS. 7A-7C.
  • FIG. 8B is a cross-sectional view of the flapper lid 230 shown in FIG. 8A along the cross-sectional line AA.
  • FIG. 8C is a cross-sectional view of the flapper lid 230 shown in FIG. 8A along the cross-sectional line BB. *
  • the float valve assembly 200 shown in FIGS. 7A to 7C includes a float valve body 210, a flapper lid 230, a hinge 240, a biasing member 250, a sealing member 224, a retainer 225, and a fixing sealing member. 211 and 212. *
  • the float valve body 210 shown in FIGS. 7A to 7C includes an upper float valve first end portion 201, a lower float valve second end portion 202, and a float valve intermediate portion 203.
  • the float valve intermediate portion 203 is disposed between the float valve first end portion 201 and the float valve second end portion 202.
  • the float valve body 210 may be formed by assembling the float valve first end portion 201, the float valve second end portion 202, and the float valve intermediate portion 203 that are separately formed.
  • the float valve first end portion 201 includes a body side hinge support portion 213, a body side biasing member support portion 214, and a float valve first opening portion 221.
  • the float valve second end 202 has a float valve second opening 222.
  • the float valve intermediate portion 203 has a side opening 223. *
  • the flapper lid 230 shown in FIGS. 7A to 7C and FIGS. 8A to 8C has a flat surface portion 231, an inner tube guide 232, a side end portion 233, a lid side hinge support portion 234, and a lid side biasing member support. Part 235. *
  • FIGS. 7A to 7C and FIGS. 8A to 8C The connection relationships of the components shown in FIGS. 7A to 7C and FIGS. 8A to 8C will be described. *
  • the float valve first end 201 has a cylindrical shape.
  • the retainer 225 also has a cylindrical shape, and is fitted inside the float valve first end 201.
  • the sealing member 224 is made of an elastic material and has an annular shape, and is disposed between the float valve first end 201 and the retainer 225. However, the sealing sealing member 224 has an annular end surface exposed to the space inside the float valve body 210.
  • the assembly of the float valve first end portion 201, the retainer 225, and the sealing member 224 for sealing also has a cylindrical shape, and the space inside thereof is called a float valve first opening 221. At this time, the sealing member 224 for sealing is arranged so that the exposed portion surrounds the lower opening surface of the float valve first opening 221.
  • the float valve first opening 221 has a size and shape that allows the inner tube 51 to pass through the inside thereof.
  • the inner diameter of the float valve first opening 221 is DF2.
  • DF2 is strictly the inner diameter of the retainer 225.
  • the fixing sealing members 211 and 212 each have an annular shape and are arranged so as to surround the outer periphery of the float valve first end 201.
  • the float valve first end portion 201 may have a groove on the outer periphery thereof in order to position the fixing sealing members 211 and 212.
  • the fixing sealing members 211 and 212 can be realized by a configuration different from the above.
  • a groove may be provided in the surface of the float valve first end 201 that contacts the upper sub 300, and the sealing member 224 for sealing may be disposed in this groove.
  • the float valve second end portion 202 has a cylindrical shape, and a space inside the float valve second end portion 202 is referred to as a float valve second opening 222.
  • the float valve second opening 222 has a size and shape that allows the inner tube 51 to pass through the inside thereof.
  • the inner diameter of the float valve second opening 222 is the same as DF2 as the inner diameter of the float valve first opening 221.
  • the inner diameter of the float valve first opening 221 and the inner diameter of the float valve second opening 222 may not necessarily be the same as long as the inner tube 51 can penetrate. *
  • the float valve intermediate portion 203 has a cylindrical shape, and a float valve first end portion 201 is connected to an upper end portion thereof, and a float valve second end portion 202 is connected to a lower end portion thereof. Is connected.
  • the space inside the float valve intermediate portion 203 is connected to the float valve first opening 221 on the upper side, and connected to the float valve second opening 222 on the lower side.
  • Side opening 223 is provided on the side surface of the float valve middle part.
  • the side opening 223 is wide enough to allow the flapper lid 230 to pass when moving between the first position and the second position.
  • the float valve first end 201 and the flapper lid 230 are connected via a hinge 240.
  • the hinge 240 has a cylindrical shape and penetrates the body side hinge support portion 213 and the lid side hinge support portion 234 in its longitudinal direction.
  • it is desirable that the hinge 24 is fixed to the body side hinge support portion 213 or the lid side hinge support portion 234 by screwing or the like so that the hinge 24 does not fall off.
  • the flapper lid 230 can move between a first position and a second position by rotating around a rotation axis set in the longitudinal direction of the hinge 240.
  • the first position is a position where the flapper lid 230 is in close contact with the sealing member 224 and closes the float valve first opening 221 (flow path).
  • the second position is a retracted position where the flapper lid 230 releases the flow path of the float valve first opening 221 and does not interfere with the inner tube 51 passing through the float valve assembly.
  • the second position is, for example, a position where the entire flapper lid 230 does not overlap the float valve first opening 221 (or the float valve second opening 222) when viewed in the longitudinal direction of the outer barrel assembly 100. *
  • the urging member 250 urges the flapper lid 230 toward the first position.
  • the urging member 250 is a coiled torsion spring, and the coil portion is disposed around the hinge 240, one end of which is in contact with the body side urging member support 214, and the other end. Contacts the lid-side biasing member support 235.
  • a load is applied from the biasing member 250 to the surrounding float valve body 210 so that one end of the biasing member 250 does not come off. Indented in the direction.
  • a load is applied from the biasing member 250 to the surrounding flapper lid 230 so that the other end of the biasing member 250 does not come off. Indented in the direction.
  • the float valve assembly 200 When the float valve assembly 200 is mounted inside the outer barrel assembly 100, the float valve first end 201 is received and fixed by the outer barrel first receiving portion 112, and the float valve second end 202 is fixed to the outer barrel assembly 100. It is received and supported by the barrel second receiving portion 122. At this time, the float valve second opening 222 is connected to the outer barrel second opening 102.
  • the fixing sealing members 211 and 212 seal the float valve first end portion 201 and the outer barrel first receiving portion 112 in a liquid-tight manner.
  • DF1 is substantially equal to the minimum inner diameter DO1 of the outer barrel first portion 110, but is preferably equal to or less than DO1.
  • the float valve first opening 221 is connected to the lower opening of the upper sub 300.
  • the float valve assembly 200 is fixed on the upper side by connection with the upper sub 300.
  • the inner tube 51 can pass through the upper sub 300, the float valve first opening 221, the float valve second opening 222, and the outer barrel second opening 102.
  • the flapper lid 230 has a flat plane portion 231 at least in the peripheral region of the main surface thereof.
  • the flat surface portion 231 contacts the sealing member 224 when the flapper lid 230 moves to the first position.
  • the flapper lid 230 closes the flow path of the float valve first opening 221.
  • the flapper lid 230 In this state, even if a fluid flows into the drill string 1 from a portion below the float valve sub 2, it does not leak to the upper side of the float valve sub 2 and can prevent a violence.
  • the inventor conducted an experiment in which water pressure was applied from the float valve second opening side in the first state of the float valve sub 2 according to the present embodiment.
  • the float valve sub 2 having an inner diameter of 98.5 mm was about 20 It was confirmed that durability up to megapascal pressure was obtained.
  • This experimental result is merely an example, and does not limit the scope of rights of the present invention.
  • the flapper lid 230 moves to the second position, a part of the flapper lid 230 protrudes outside the float valve body 210 through the side opening 223.
  • This protruding portion is referred to as a side end portion 233 for ease of explanation.
  • the side end 233 has a size and a shape that can be accommodated in the annular recess 103 of the outer barrel assembly 100.
  • the inner tube guide 232 included in the flapper lid 230 has a curved surface similar to the outer peripheral surface of the float valve second opening 222 (the inner peripheral surface of the float valve second end 202). ing. Since the inner peripheral surface of the float valve second end portion 202 has a curved surface that is complementary to the side surface of the inner tube 51 that is a cylindrical member, the curved surface of the inner tube guide 232 is also connected to the side surface of the inner tube 51. Complementary shape. Due to this curved surface, the inner tube guide 232 allows the inner tube 51 to be more stably inserted and removed when the flapper lid 230 is in the second position. *
  • FIG. 9 is a diagram showing a geometric relationship between the inner diameter DO3 of the annular recess 103 according to the present embodiment and the diameter DF2 of the float valve first opening 221.
  • the size thereof needs to be at least equal to or larger than the diameter DF2 of the float valve first opening portion 221.
  • a square diagonal line in which the inner diameter DO3 of the annular recess 103 circumscribes a circle having a diameter DF2 is used. Need longer.
  • the length DO3 needs to be not less than the square root of 2 times the length DF2.
  • the square of the length DO3 needs to be at least twice the square of the length DF2.
  • the minimum value of the length DO3 is obtained as described above.
  • the maximum value of the length DO3 depends on the strength required for the float valve sub 2 as described above. That is, when the minimum value of the thickness of the side wall portion of the outer barrel assembly 100 that satisfies the required strength is set as Tmin1 and the outer diameter of the outer barrel assembly 100 is set as DO4, the maximum value of the length DO3 is set to be between DO4 and Tmin1. It is equal to the difference with 2 times. Therefore, the numerical limitation related to the length DO3 can be expressed by the following mathematical formula. DO4-2 ⁇ Tmin1 ⁇ DO3> DF2 ⁇ ⁇ 2
  • the bare hole without casing satisfies the condition of “geological pressure ⁇ mud water pressure ⁇ geological fracture pressure”, but the geological pressure rises as it digs, so it is necessary to increase the mud pressure accordingly. There is. If you dig too much without the casing, the muddy water pressure will exceed the formation destruction pressure in the upper part of the bare hole, and the muddy water will destroy the formation and the formation will collapse.
  • the riser drilling system prevents collapse by casing before it happens. As a result, in the riser excavation system, the depth at which excavation is possible is dramatically improved compared to a so-called riserless excavation system that does not use such a technique. *
  • the muddy water used in the riser drilling system requires appropriate adjustments physically and chemically.
  • the muddy water adjusted in this way pumps up the mud generated by excavating the formation 16 and the surrounding seawater to the drilling rig 12 by the riser pipe, and adjusts the characteristics thereof by the mud adjusting device mounted on the drilling rig 12. Is generated.
  • the adjusted muddy water is sent to the bottom of the drilling hole 17 through the inside of the drill string 11.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating a configuration example of a coring system using a riser excavation system.
  • FIG. 10 is equivalent to a coring system using the riser-less excavation system shown in FIG. 1 to which a riser pipe 19 and an ejection prevention device 20 are added.
  • illustration is abbreviate
  • the riser pipe 19 is provided around the drill string 11 and extends from the seabed 15 to the drilling rig 12.
  • the seabed 15 is provided with an ejection preventing device 20 that connects the excavation hole 17 and the riser pipe 19.
  • the float valve sub 2 according to the present invention can be easily applied to the riser excavation system.
  • the shape of the annular recess 103 is a rotating body centered on the rotation axis of the drill string 11 has been described so far.
  • This description considers the possibility that the float valve assembly 200 rotates with respect to the outer barrel assembly 100 when the annular recess 103 is formed by a lathe process or when the upper sub 300 is attached or detached.
  • the annular recess 103 is not necessarily required to have the shape of a rotating body as long as the function of receiving the flapper lid 230 protruding from the cylindrical portion of the float valve assembly 200 can be realized. Further, it may be a concave portion having other shapes such as a cut portion and a cut portion.

Abstract

ドリルストリングの外筒アセンブリの内側に、フロートバルブの蓋を受け入れる拡張部、削り込み部、切り込み部などの凹部を設ける。これにより、ドリルストリングにフロートバルブを設けるにあたって、ドリルストリングの内径を広げ、より細いドリルストリングでより大きい直径のコアの採取を可能とする。

Description

フロートバルブサブ
本発明は、ドリルストリングに用いるフロートバルブサブに関し、例えば、ボトムホール・アセンブリの内側にフロートバルブアセンブリを着脱可能に設けたフロートバルブサブに好適に利用できるものである。
地層のサンプルコアを採取する技術が知られている。当該技術では、例えば、ドリルストリングと呼ばれる筒状構造物の端部円周上にドリルビットが設けられている。ドリルストリングは、回転などにより、地層内に侵入する。その後、ドリルストリングを地層から抜き出すことで、ドリルストリングの内側から円柱状の地層サンプルが採取される。このように採取された地層サンプルを解析することで、地層の構造や空隙率などの物理特性をより詳細に知ることが可能となる。この技術は、例えば油ガス層評価や地震に係る研究への寄与などが期待されている。　
ドリルストリングで地層を掘削する際、地層流体が坑井内に流入するキックや暴墳と呼ばれる現象が発生する可能性がある。例えば、ドリルストリングの先端が達した先に地下水脈、油ガス層等の液層があった場合に、地層の間隙圧によっては地層流体がドリルビットから逆流しドリルストリングの内側を通り、船上もしくは地上へ噴出し、掘削の継続が困難になる可能性が考えられる。このようなキック・暴墳が発生しそうな場合には、これを適切に防止する防墳装置を、ドリルストリングの内側に予め設け坑井抑制（ウェルコントロール）対策を図ることが望ましい。　
上記に関連して、特許文献１および特許文献２には、フラッパ型フロートバルブの発明が開示されている。これらの発明では、いずれの場合も、フラッパ型の蓋を用いるフロートバルブがドリルストリングの内側に設けられている。
米国特許第２１６２５７８号明細書 米国特許第３０６６６９３号明細書
掘削作業の観点からは、ドリルストリングの外径をより細くしたい。その一方で、地層解析の観点からは、より大きい直径の地層サンプルを採取するために、ドリルストリングの内径をより広げたい。しかし、従来技術によるフラッパ型フロートバルブでは、フラッパ型の蓋をドリルストリングの内部に設けた結果、ドリルストリングのフロートバルブを設置した部分の最大外径に対するフロートバルブの最小内径の比率が大幅に低下している。この問題は、後述する２層構造のドリルストリングではより顕著になる。その他の課題と新規な特徴は、本明細書の記述および添付図面から明らかになるであろう。　
一実施の形態によれば、フロートバルブサブ２は、アウターバレルアセンブリと、フロートバルブアセンブリとを有する。ここで、フロートバルブアセンブリは、アウターバレルアセンブリの内側に、着脱可能に配置される。このフロートバルブアセンブリは、第１端部と、第２端部と、フロートバルブ中間部と、蓋部とを有する。ここで、第１端部と、第２端部とは、それぞれ、筒型の形状を有する。フロートバルブ中間部は、第１端部および第２端部の間に配置される。蓋部は、第１端部に取り付けられており、第１位置および第２位置の間で回動自在である。ここで、蓋部は、第１位置においては第１端部の流路を閉鎖し、第２位置においては第１端部の流路としてのフロートバルブ第１開口部を解放する。フロートバルブ中間部は、蓋部の一部が通過可能な側方開口を有する。アウターバレルアセンブリは、第１部分と、第２部分と、アウターバレル中間部とを有する。　
ここで、第１部分は、第１端部を受け入れ、第１端部の外周面と相補的な内周面形状を有する。第２部分は、第２端部を受け入れ、第２端部の外周面と相補的な内周面形状を有する。アウターバレル中間部は、第１部分と、第２部分との間に配置される。アウターバレル中間部は、第２位置にある蓋部を受け入れ可能な凹部を有する。ここで、第１部分の最小内径は、第２部分の最小内径よりも大きく、かつ、環状凹部の内径は、第１部分の最小内径よりも大きい。　
前記一実施の形態によれば、フラッパ型フロートバルブをドリルストリング内に設置した際の、ドリルストリングのフロートバルブを設置した部分の最大外径に対する、フロートバルブの最小内径の比率を向上させることが出来る。
図１は、海底を掘削するコアリングシステム（ボトムホール・アセンブリの一種）の一構成例を示す図である。 図２Ａは、ワイヤライン回収方式で用いるドリルストリングの遠位端部に設けられたコアバレルの一構成例を示す部分断面図である。 図２Ｂは、図２Ａに示したコアバレルのうち、アウターバレル部の一構成例を示す断面図である。 図２Ｃは、図２Ａに示したコアバレルのうち、インナーバレル部の一構成例をより詳細に示す断面図である。 図３Ａは、図２Ａ～図２Ｃに示したコアバレルを用いたコア採取の手法の一例の第１段階を示す図である。 図３Ｂは、コア採取の手法の一例の第２段階を示す図である。 図３Ｃは、コア採取の手法の一例の第３段階を示す図である。 図４は、図２Ａ～図２Ｃに示したドリルストリングにケーシングパイプを組み合わせたコア採取の手法の一例を示す図である。 図５Ａは、一実施形態によるフロートバルブサブを用いるコアバレルの一構成例を示す断面図である。 図５Ｂは、一実施形態によるフロートバルブサブの、他のサブとの接続関係を示す部分断面図である。 図６は、一実施形態によるフロートバルブサブのうち、アウターバレルアセンブリの一構成例を示す断面図である。 図７Ａは、一実施形態によるフロートバルブアセンブリの一構成例の、フラッパ蓋が第１位置にある状態を示す図である。 図７Ｂは、一実施形態によるフロートバルブアセンブリの一構成例の、フラッパ蓋が第２位置にある状態を示す図である。 図７Ｃは、図７Ｂに示した状態のフロートバルブアセンブリの側面図である。 図８Ａは、図７Ａおよび図７Ｂに示したフロートバルブアセンブリのフラッパ蓋を示す図である。 図８Ｂは、図８Ａに示したフラッパ蓋の、断面線Ａ－Ａによる断面図である。 図８Ｃは、図８Ａに示したフラッパ蓋の、断面線Ｂ－Ｂによる断面図である。 図９は、一実施形態による環状凹部の内径と、フロートバルブ第１開口部の外径との幾何学的な関係を示す図である。 図１０は、ライザー掘削システムを用いたコアリングシステムの一構成例を示す図である。
添付図面を参照して、本発明によるフロートバルブサブを実施するための形態を以下に説明する。　
海底の地層からサンプルを採取するコアリング技術について説明する。図１は、海底を掘削するコアリングシステムの一構成例を示す図である。ここで、コアリングシステムとは、ボトムホール・アセンブリ１の一種である。図１に示した例では、まず、掘削したい海底１５の直上の海面１４に掘削リグ１２を用意する。掘削リグ１２は、ＧＰＳ（Ｇｌｏｂａｌ　Ｐｏｓｉｔｉｏｎｉｎｇ　Ｓｙｓｔｅｍ：グローバルポジショニングシステム）衛星１８などを利用して、自身の位置を掘削位置の直上に保持し続けることが望ましい。掘削リグ１２は、ドリルストリング１１を継ぎ足しては海１３に降ろす工程を繰り返す。ドリルストリング１１の先端が海底１５下の地層１６内に到達すると（掘削孔１７を参照）、掘削リグ１２はドリルストリング１１を制御して海底１５の地層１６から地層サンプルとしてのコアを採取する。　
しかしながら、海面１４から海底１５までの距離は数千メートルに達する場合があり、このような場合にも１本のコアを採取するたびにドリルストリング１１の全体を昇降していては作業効率が悪い。そこで、ドリルストリング１１による掘削を開始したらその後は揚管せずに、ドリルストリングのアウターバレル部の内側に挿入されるインナーバレル部を用いて、コアを掘削リグ１２に連続的に回収する技術が知られている。このような技術の１つに、ワイヤライン回収方式がある。　
なお、図１に示したコアリングシステムは、海底掘削のみならず、陸上における地層掘削にも使用可能である。　
図２Ａは、ワイヤライン回収方式で用いるドリルストリング１１の遠位端部に設けられたコアバレル１０の一構成例を示す断面図である。図２Ａに示したコアバレル１０は２層構造であり、外側にアウターバレル部３０を有し、内側にインナーバレル部５０を有している。アウターバレル部３０は筒状であり、その内側をインナーバレル部５０が、コアバレル１０の長手方向（図２Ａに示した座標の±Ｚ方向）に移動可能である。　
なお、図２Ａでは、アウターバレル部３０についてはその断面図を示し、インナーバレル部５０についてはその側面図を概略的に示している。アウターバレル部３０はドリルストリング１１の遠位端に設けられている。　
図２Ｂは、図２Ａに示したコアバレル１０のうち、アウターバレル部３０の一構成例を示す断面図である。図２Ｂに示したアウターバレル部３０は、コアビット３１と、ニアビットサブ３２と、ドリルカラーサブ３３と、ランディングサブ３４と、ヘッドサブ３５と、ランディングリング３６と、ラッチ部３７とを有している。　
コアビット３１は、アウターバレル部３０の遠位端に設けられている。コアビット３１の上端部には、ニアビットサブ３２が接続されている。ニアビットサブ３２の上端部には、ドリルカラーサブ３３が接続されている。ドリルカラーサブ３３の上端部には、ランディングサブ３４が接続されている。ランディングサブ３４の上端部には、ヘッドサブ３５が接続されている。ランディングリング３６は、ドリルカラーサブ３３の内壁の、上端側開口部の付近に設けられている。ラッチ部３７は、ランディングサブ３４の内壁を中ぐりして設けられた空間を含む。　
図２Ｃは、図２Ａに示したコアバレル１０のうち、インナーバレル部５０の一構成例をより詳細に示す図である。図２Ｃに示したインナーバレル部５０は、インナーチューブ５１と、コアライナー５２と、長さ調節機構５３と、スイベル機構５４と、ランディング機構５５と、ラッチ機構５６と、フィッシングネック５７とを有している。ここで、長さ調節機構５３は、ロックボルト５８を有している。　
インナーチューブ５１は、インナーバレル部５０の遠位端に設けられている。インナーチューブ５１の内側には、コアライナー５２が設けられている。インナーチューブ５１の上端部側には、長さ調節機構５３が設けられている。長さ調節機構５３の上端部側には、スイベル機構５４が設けられている。スイベル機構５４の上端部側には、ランディング機構５５が設けられている。ランディング機構５５の上端部側には、ラッチ機構５６が設けられている。ラッチ機構５６の上端部側には、フィッシングネック５７が設けられている。　
フィッシングネック５７は、掘削リグ１２から伸びるワイヤラインに、インナーバレル部５０を着脱可能に接続する。ワイヤラインおよびフィッシングネック５７の着脱は、掘削リグ１２がワイヤラインを制御して行う。　
ラッチ機構５６は、ラッチ部３７に嵌合することによってインナーバレル部５０をアウターバレル部３０に固定する。ラッチ機構５６がアウターバレル部３０に固定されると、アウターバレル部３０の回転運動がインナーバレル部５０に伝達される。また、ラッチ機構５６は、インナーバレル部５０がワイヤラインを介して掘削リグ１２に回収される際には、ラッチ部３７との嵌合が解除される。　
ランディング機構５５は、インナーバレル部５０と、アウターバレル部３０との、ドリルストリング１１の長手方向にお
ける位置関係を調節する。図２Ｃに示した例では、ランディング機構５５の外径は、ランディングリング３６の内径よりも大きい。ここで、インナーバレル部５０が掘削リグ１２からアウターバレル部３０の端部まで落下する際、ランディング機構５５の下面がランディングリング３６の上面に載ることによって、インナーバレル部５０と、アウターバレル部３０との位置関係が決定しても良い。　
スイベル機構５４は、採取途中のコアが、掘削される地層に対して捩じれないように、スイベル機構の遠位側に配置されているコアライナー５２を、アウターバレル部３０の回転運動に伴って回転しないようにする目的で設けられている。図２Ｃに示した例では、スイベル機構５４は、インナーバレル部５０の上端側に接続される外側部分と、下端側に接続される内側部分と、外側部分および内側部分の間に設けられたベアリングとを有する。スイベル機構５４の存在によって、アウターバレル部３０の回転運動は、インナーバレル部５０のうち、スイベル機構５４より下側に配置される構成要素には伝達されない。　
長さ調節機構５３は、インナーバレル部５０の全長を調節するために設けられている。長さ調節機構５３は、インナーバレル部５０の上端側に接続される内側部分と、下端側に接続される外側部分と、内側部分および外側部分を接続するロックボルト５８とを有する。内側部分および外側部分のそれぞれは、ロックボルト５８を通す穴を複数有している。長さ調節機構５３の内側部分および外側部分のそれぞれにおいて、ロックボルト５８を通す穴を適宜に選択することによって、インナーバレル部５０の長さを調節することが出来る。　
インナーチューブ５１は、その内側にコアライナー５２を支持している。コアライナー５２は、採取するコアを格納する。インナーチューブ５１は、図示しないコアキャッチャーおよびコアリフターを有していることが望ましい。ここで、コアキャッチャーおよびコアリフターは、採取されるべきコアを地層から切り離す。また、コアキャッチャーおよびコアリフターは地層１６から切り離したコアを支持してその落下を防止する。なお、コアキャッチャーおよびコアリフターは、どちらか一方だけを用いても良い。　
なお、図２Ａ～図２Ｃに示したアウターバレル部３０およびインナーバレル部５０は、ロータリーコアバレルと呼ばれ、採取したい地層１６が比較的硬い場合に用いられる。採取したい地層１６が比較的柔らかい場合は、他の構成によるインナーバレル部５０を用いても良い。　
図３Ａ～図３Ｃは、図２Ａ～図２Ｃに示したドリルストリング１１を用いたコア採取の手法の一例の各段階を示す図である。　
図３Ａに示した第１段階では、サンプルを採取したい地層１６に向けてドリルストリング１１を延ばし、ドリルストリング１１の内部を通してインナーバレル部５０をアウターバレル部３０に向けて降ろす。このとき、アウターバレル部３０の先端に設けられたコアビット３１の開口と、インナーバレル部５０の先端に設けられたコアライナー５２の開口とが、ドリルストリング１１の掘削進行方向に重なり合うことが望ましい。なお、ドリルストリング１１の掘削進行方向は、ドリルストリング１１の長手方向に一致し、また、ドリルストリング１１の回転軸方向にも一致する。　
図３Ｂに示した第２段階では、ドリルストリング１１が回転軸まわりに回転して地層１６を掘り進む。このとき、地層１６の一部が、コアビット３１の開口を介してコアライナー５２の内部に入る。　
図３Ｃに示した第３段階では、掘削リグ１２が、ワイヤラインをアウターバレル部３０の内部に伸ばしてインナーバレル部５０のフィッシングネック５７に接続し、ワイヤライン共々、インナーバレル部５０を引き上げる。このとき、コアライナー５２の内部に入っている地層１６の一部は、コアキャッチャーおよびコアリフターによって地層１６からの切り離しおよび支持をされ、地層サンプルのコア４０として採取される。　
その後、掘削リグ１２に引き上げられたインナーバレル部５０からコア４０が取り出されると、第１段階から第３段階までの各段階が繰り返される。こうすることで、アウターバレル部３０を含むドリルストリング１１を揚菅することなく、コア４０を連続的に採取することが可能となる。　
より深く掘削を行うために、ケーシングパイプを用いる手法が知られている。ドリルストリング１１を用いて地層１６を掘り進めていくと、掘削孔１７を囲む地層が崩れるなどして、ドリルストリング１１の回転や掘進が妨げられ、掘削の継続が困難になる可能性がある。これを防ぐために、ある程度の深度まで掘削した後に、ドリルストリング１１を防護するケーシングパイプで掘削孔１７の内壁を補強することが考えられる。　
掘削孔１７に挿入可能なケーシングパイプの外径は、この掘削孔１７を掘削したコアビット３１の外径と同等であるので、ケーシングパイプで補強された掘削孔１７をさらに掘り進めるためには、別のより外径の小さいコアビット３１が必要となる。また、より外径の小さいコアビット３１で掘り進めた掘削孔１７は、別のより細いケーシングパイプで補強されることになる。このような段階を繰り返すことで、より深い掘削が可能となる。　
図４は、図２Ａ～図２Ｃに示したドリルストリング１１にケーシングパイプを組み合わせたコア採取の手法の一例を示す部分断面図である。　
図４に示した断面図は、地層１６と、ドリルストリング１１と、第１ケーシングパイプ７１と、第２ケーシングパイプ７２と、第３ケーシングパイプ７３と、第４ケーシングパイプ７４とを含んでいる。　
第１ケーシングパイプ７１～第４ケーシングパイプ７４は、それぞれ、太さおよび長さが互いに異なる円筒状の構造物である。第１ケーシングパイプ７１の外径が最も太く、第２ケーシングパイプ７２の外径がその次に太く、第３ケーシングパイプ７３の外径はさらにその次に太く、第４ケーシングパイプ７４の外径が最も細い。また、第１ケーシングパイプ７１が最も短く、第２ケーシングパイプ７２がその次に短く、第３ケーシングパイプ７３はさらにその次に短く、第４ケーシングパイプ７４が最も長い。　
第１ケーシングパイプ７１～第４ケーシングパイプ７４は、掘削孔１７の直上から見ると同心円状に配置されて、地層１６に埋められている。第１ケーシングパイプ７１～第４ケーシングパイプ７４のそれぞれにおいて、上端部は地層１６の表面に位置していても良い。　
複数のケーシングパイプを用いることで、掘削可能な深度が向上する半面、使用可能なコアビット３１の太さ（外径）は段階的に細くなる。したがって、使用可能なドリルストリング１１の外径および内径も段階的に小さくなってしまう。　
さらに、暴墳を防ぐフロートバルブをドリルストリング１１の内部に設けると、ドリルストリング１１の部分的な内径が、さらに減少してしまい、したがってドリルストリング１１の外径に対する内径の比率がさらに減少してしまうことが考えられる。　
（第１実施形態）　本実施形態では、ドリルストリングの内部にフロートバルブを設けても、外径に対する内径の比率の減少を抑制出来る構成を提案する。　
図５Ａは、本実施形態によるフロートバルブサブを用いるアウターバレル部３０の一構成例を示す断面図である。図５Ａに示したアウターバレル部３０は、図２Ａ～図２Ｃに示したアウターバレル部３０に、本実施形態によるフロートバルブサブ２を追加したものに等しい。フロートバルブサブ２は、ドリルカラーサブ３３と、ニアビットサブ３２との間に配置されており、その内側をインナーチューブ５１が通過している。　
なお、本実施形態によるフロートバルブサブ２は、アウターバレル部３０の別の場所に配置されても良い。例えば、本実施形態によるフロートバルブサブ２を、コアビット３１と、ニアビットサブ３２との間に配置しても良い。あるいは、フロートバルブサブ２を、ランディングサブ３４と、ドリルカラーサブ３３との間に配置しても良い。さらなる変形例としては、インナーチューブ５１を取り外さない、いわゆるコンベンショナル型のロータリーコアバレルにも、本実施形態によるフロートバルブサブ２を設けることが可能である。　
図５Ａに示したアウターバレル部３０に含まれるその他の構成要素については、図２Ａ～図２Ｃの場合と同様であるので、さらなる詳細な説明を省略する。　
なお、ドリルストリング１１が安定的に回転するためには、フロートバルブサブ２を含む各サブの形状が、ドリルストリング１１の回転軸に対して、なるべく高い回転対称性を有することが望ましい。また、各サブは、その成形や加工を、より容易に、かつ、より高精度で実現するためにも、やはりなるべく高い回転対称性を有することが望ましい。このような理由により、以降の説明では様々な部分に円、円盤、円柱、円筒などの回転体が登場する。ただし、これらの回転体は、幾何学的に厳密な円、円盤、円柱、円筒などとは限らず、ドリルストリング１の安定的な回転や、各サブの組み立てなどを妨げない程度の現実的な範囲内での変形を含んでも構わない。　
図５Ｂは、本発明によるフロートバルブサブ２の、他のサブとの接続関係を示す部分断面図である。　
図５Ｂに示したフロートバルブサブ２は、外筒アセンブリとしてのアウターバレルアセンブリ１００と、フロートバルブアセンブリ２００とを有する。フロートバルブアセンブリ２００は、アウターバレルアセンブリ１００の内部に配置されている。図５Ｂではアウターバレルアセンブリ１００の断面図を示している。　
図５Ｂに示したフロートバルブサブ２は、その上端側に、上側サブ３００が接続されている。また、図５Ｂに示したフロートバルブサブ２は、その下端側に、下側サブ５００が接続されている。上側サブ３００およびフロートバルブサブ２の接続と、フロートバルブサブ２および下側サブ５００との接続とには、例えば、水密性に優れるテーパーねじを用いることが望ましい。　
図６は、本実施形態によるフロートバルブサブ２のうち、アウターバレルアセンブリ１００の一構成例を示す断面図である。　
外筒アセンブリとしてのアウターバレルアセンブリ１００は、強度や水密性の観点から、単一の部材を加工して形成することが望ましい。アウターバレルアセンブリ１００は、アウターバレル第１部分１１０と、アウターバレル第２部分１２０と、アウターバレル中間部１３０とを備える。　
アウターバレル第１部分１１０は、アウターバレルアセンブリ１００の近位側の端部である。アウターバレル第２部分１２０は、アウターバレルアセンブリ１００の遠位側の端部である。アウターバレル中間部１３０は、アウターバレル第１部分１１０と、アウターバレル第２部分１２０との間に配置されている。　
アウターバレル第１部分１１０は、アウターバレル第１接続部１１１と、アウターバレル第１受け入れ部１１２とを備える。また、アウターバレル第１部分１１０の内側の空間を、アウターバレル第１開口部１０１と呼ぶ。　
アウターバレル第１接続部１１１は、上側サブ３００の下端側接続部と接続される。図５Ｂおよび図６に示した構成例では、アウターバレル第１接続部１１１の内側にテーパー雌ねじが形成されており、これが上側サブ３００の下端側接続部の外側に形成されたテーパー雄ねじと嵌合する。　
　アウターバレル第１受け入れ部１１２の内周面は、フロートバルブアセンブリ２００の上側端部（上側端部の外周面）と相補的な形状を有しており、フロートバルブアセンブリ２００の上側端部を受け入れて支持する。なお、アウターバレル第１受け入れ部１１２は、フロートバルブアセンブリ２００をアウターバレルアセンブリ１００に装着する際に、フロートバルブアセンブリ２００の全体がアウターバレル第２受け入れ部１２２まで通過出来る形状を有している。
　同様に、アウターバレル第２部分１２０は、アウターバレル第２接続部１２１と、アウターバレル第２受け入れ部１２２とを備える。また、アウターバレル第２部分１２０の内側の空間を、アウターバレル第２開口部１０２と呼ぶ。　
アウターバレル第２接続部１２１は、下側サブ５００の上端側接続部と接続される。図５Ｂおよび図６に示した構成例では、アウターバレル第２接続部１２１の外側にテーパー雄ねじが形成されており、これが下側サブ５００の上端側接続部の内側に形成されたテーパー雌ねじと嵌合する。　
アウターバレル第２受け入れ部１２２の内周面は、その内周面に、フロートバルブアセンブリ２００の下側端部と（下側端部の外周面）相補的な形状を有しており、フロートバルブアセンブリ２００の下側端部を受け入れて支持する。なお、アウターバレル第２受け入れ部１２２は、フロートバルブアセンブリ２００が通り過ぎてアウターバレルアセンブリ１００の下側サブ側に落下しないような形状を有している。このような形状の一例として、図６に示した構成例では、アウターバレル第２部分１２０の最小内径ＤＯ２が、アウターバレル第１部分１１０の最小内径ＤＯ１よりも小さい。なお、この最小内径ＤＯ２は、少なくともインナーチューブ５１が内側を貫通出来る、フロートバルブアセンブリ２００の最大外径よりも小さな寸法である。　
アウターバレル中間部１３０の内側には、フロートバルブアセンブリ２００を受け入れるための空間がある。この空間の上側には、アウターバレル第１開口部１０１が繋がっている。この空間の下側には、アウターバレル第２開口部１０２が繋がっている。この空間の外周、かつ、アウターバレル中間部１３０の内周面には、環状凹部１０３がある。環状凹部１０３は、アウターバレルアセンブリ１００の内壁を中ぐり加工するなどの方法で形成しても良い。環状凹部１０３は、後述するように、フロートバルブアセンブリ２００の筒形状部からはみ出るフラッパ蓋を受け入れるために設けられる。環状凹部１０３の内径ＤＯ３は、アウターバレル第１部分１１０の最小内径ＤＯ１よりも大きい。　
アウターバレル中間部１３０の上側の、アウターバレル第１部分１１０との境界における内径は、アウターバレル第１受け入れ部１１２の内径Ｄ０１に等しい。そして、アウターバレル中間部１３０の環状凹部１０３の内径ＤＯ３は、アウターバレル第１受け入れ部１１２の内径ＤＯ１よりも大きい。ここで、アウターバレル中間部１３０の上側内周面において、内径がＤＯ１からＤＯ３に連続的に変化する領域があっても良い。　
同様に、アウターバレル中間部１３０の下側の、アウターバレル第２部分１２０との境界における内径は、アウターバレル第２受け入れ部１２２の内径Ｄ０１に等しい。そして、アウターバレル中間部１３０の環状凹部１０３の内径ＤＯ３は、アウターバレル第２受け入れ部１２２の内径ＤＯ１よりも大きい。ここで、アウターバレル中間部１３０の下側内周面において、内径がＤＯ３からＤＯ１に連続的に変化する領域があっても良い。　
なお、本実施形態では、アウターバレル中間部１３０の下側の、アウターバレル第２部分１２０との境界における内径を、アウターバレル第１受け入れ部１１２の内径Ｄ０１と同サイズとしているが、前者を後者より小さくすることも可能である。　
ドリルストリング１１のドリルパイプの最小肉厚をＴｍｉｎと表記する。ここで、ドリルパイプとは、ドリルストリング１１のうち、ロータリーコアバレルより掘削リグ１２側の部分の、外壁部分であって、掘削リグ１２からロータリーコアバレルまで回転運動を伝達する機能などを担う。一般的にアウターバレルアセンブリ１００の外径はドリルパイプの外径より大きいため、ドリルストリング１１を構成する構造体の一部であるアウターバレルアセンブリ１００に要求される強度は、アウターバレルアセンブリ１００のどの部分においても、その厚さが最小厚さＴｍｉｎ以上であれば保障される。したがって、アウターバレルアセンブリ１００の側壁のうち、環状凹部１０３の厚さをＴと置くとき、厚さＴは最小厚さＴｍｉｎ以上であることが望ましい。なお、厚さＴとして、最小厚さＴｍｉｎ以上の値を確保出来ない場合は、アウターバレルアセンブリ１００の材質を、より強度の高い材質に変更しても良い。　
図７Ａは、本実施形態によるフロートバルブアセンブリ２００の一構成例の、フラッパ蓋２３０が第１位置にある状態を示す図である。図７Ｂは、本実施形態よるフロートバルブアセンブリ２００一構成例の、フラッパ蓋２３０が第２位置にある状態を示す図である。図７Ｃは、図７Ｂに示した状態のフロートバルブアセンブリ２００の側面図である。図７Ａおよび図７Ｂにおいては、フロートバルブアセンブリ２００の内部を説明するために、外壁の一部を断面図として示している。　
図８Ａは、図７Ａ～図７Ｃに示したフロートバルブアセンブリ２００のフラッパ蓋２３０を示す図である。図８Ｂは、図８Ａに示したフラッパ蓋２３０の、断面線Ａ－Ａによる断面図である。図８Ｃは、図８Ａに示したフラッパ蓋２３０の、断面線Ｂ－Ｂによる断面図である。　
図７Ａ～図７Ｃに示したフロートバルブアセンブリ２００は、フロートバルブボディ２１０と、フラッパ蓋２３０と、ヒンジ２４０と、付勢部材２５０と、密閉用シーリング部材２２４と、リテーナ２２５と、固定用シーリング部材２１１、２１２とを有している。　
図７Ａ～図７Ｃに示したフロートバルブボディ２１０は、上側のフロートバルブ第１端部２０１と、下側のフロートバルブ第２端部２０２と、フロートバルブ中間部２０３とを備える。ここで、フロートバルブ中間部２０３は、フロートバルブ第１端部２０１と、フロートバルブ第２端部２０２との間に配置されている。　
なお、別々に形成したフロートバルブ第１端部２０１と、フロートバルブ第２端部２０２と、フロートバルブ中間部２０３とを組み立てることによってフロートバルブボディ２１０を形成しても良い。　
フロートバルブ第１端部２０１は、ボディ側ヒンジ支持部２１３と、ボディ側付勢部材支持部２１４と、フロートバルブ第１開口部２２１とを有している。フロートバルブ第２端部２０２は、フロートバルブ第２開口部２２２を有している。フロートバルブ中間部２０３は、側方開口２２３を有している。　
図７Ａ～図７Ｃおよび図８Ａ～図８Ｃに示したフラッパ蓋２３０は、平面部２３１と、インナーチューブガイド２３２と、側端部２３３と、蓋側ヒンジ支持部２３４と、蓋側付勢部材支持部２３５とを有する。　
図７Ａ～図７Ｃおよび図８Ａ～図８Ｃに示した各構成要素の接続関係について説明する。　
フロートバルブ第１端部２０１は、筒型の形状を有している。リテーナ２２５も筒型の形状を有しており、フロートバルブ第１端部２０１の内側に嵌合されている。密閉用シーリング部材２２４は、弾性材質で環状の形状を有しており、フロートバルブ第１端部２０１と、リテーナ２２５との間に配置されている。ただし、密閉用シーリング部材２２４は、その環状の端面が、フロートバルブボディ２１０の内側の空間に向けて露出している。フロートバルブ第１端部２０１と、リテーナ２２５と、密閉用シーリング部材２２４との集合体も筒状の形状を有しており、その内側の空間をフロートバルブ第１開口部２２１と呼ぶ。このとき、密閉用シーリング部材２２４は、その露出部分が、フロートバルブ第１開口部２２１の、下側の開口面を囲むように配置されている。なお、フロートバルブ第１開口部２２１は、その内側をインナーチューブ５１が貫通出来るサイズおよび形状を有する。ここで、フロートバルブ第１開口部２２１の内径をＤＦ２とする。なお、本実施形態において、ＤＦ２は、厳密にはリテーナ２２５の内径である。　
　固定用シーリング部材２１１、２１２は、それぞれ、環状の形状を有しており、フロートバルブ第１端部２０１の外周を囲むようにして配置されている。ここで、フロートバルブ第１端部２０１は、固定用シーリング部材２１１、２１２の位置を位置決めするために、その外周に溝を有していても良い。
　なお、固定用シーリング部材２１１、２１２は、上記とは異なる構成でも実現可能である。例えば、フロートバルブ第１端部２０１の、上側サブ３００と接する面に溝を設け、この溝に密閉用シーリング部材２２４を配置しても良い。　
フロートバルブ第２端部２０２は、筒状の形状を有しており、その内側の空間をフロートバルブ第２開口部２２２と呼ぶ。フロートバルブ第２開口部２２２は、その内側をインナーチューブ５１が貫通出来るサイズおよび形状を有する。ここで、本実施形態では、フロートバルブ第２開口部２２２の内径を、フロートバルブ第１開口部２２１の内径と同じＤＦ２とする。なお、フロートバルブ第１開口部２２１の内径と、フロートバルブ第２開口部２２２の内径とは、インナーチューブ５１が貫通さえ出来れば、必ずしも同じでなくても良い。　
　フロートバルブ中間部２０３は、筒型の形状を有しており、その上側端部にはフロートバルブ第１端部２０１が接続されており、その下側端部にはフロートバルブ第２端部２０２が接続されている。フロートバルブ中間部２０３の内側の空間は、上側においてはフロートバルブ第１開口部２２１に繋がっており、下側においてはフロートバルブ第２開口部２２２に繋がっている。
　フロートバルブ中間部の側面には側方開口２２３が設けられている。側方開口２２３は、フラッパ蓋２３０が第１位置および第２位置の間で移動する際に通過できる程度に広い。　
フロートバルブ第１端部２０１と、フラッパ蓋２３０とは、ヒンジ２４０を介して接続されている。ヒンジ２４０は、円柱状の形状を有し、ボディ側ヒンジ支持部２１３と、蓋側ヒンジ支持部２３４とを、自身の長手方向に貫通している。ここで、ヒンジ２４が抜け落ちないように、ヒンジ２４は、ボディ側ヒンジ支持部２１３または蓋側ヒンジ支持部２３４に対してねじ止めするなどして固定されることが望ましい。　
フラッパ蓋２３０は、ヒンジ２４０の長手方向に設定される回転軸の周囲を回転して第１位置および第２位置の間を移動することが出来る。ここで、第１位置とは、フラッパ蓋２３０が密閉用シーリング部材２２４に密着してフロートバルブ第１開口部２２１（流路）を閉鎖する位置である。また、第２位置とは、フラッパ蓋２３０がフロートバルブ第１開口部２２１の流路を解放し、かつ、フロートバルブアセンブリを通過するインナーチューブ５１に干渉しない退避位置である。第２位置とは、例えば、フラッパ蓋２３０の全体が、アウターバレルアセンブリ１００の長手方向に見て、フロートバルブ第１開口部２２１（またはフロートバルブ第２開口部２２２）に重ならない位置である。　
付勢部材２５０は、フラッパ蓋２３０を第１位置に向けて付勢する。本実施形態において、付勢部材２５０はコイル状のねじりばねであって、そのコイル部分はヒンジ２４０の周囲に配置されており、その一端はボディ側付勢部材支持部２１４に接触し、その他端は蓋側付勢部材支持部２３５に接触する。ここで、本実施形態によるボディ側付勢部材支持部２１４は、付勢部材２５０の一端が外れないように、周囲のフロートバルブボディ２１０の部分に対して、付勢部材２５０から負荷が加えられる方向に、凹んでいる。同様に、本実施形態による蓋側付勢部材支持部２３５は、付勢部材２５０の他端が外れないように、周囲のフラッパ蓋２３０の部分に対して、付勢部材２５０から負荷が加えられる方向に、凹んでいる。　
本実施形態によるフロートバルブサブ２の、組み立てに係る動作について説明する。　
フロートバルブアセンブリ２００がアウターバレルアセンブリ１００の内側に装着される際、フロートバルブ第１端部２０１がアウターバレル第１受け入れ部１１２によって受け入れられて固定され、また、フロートバルブ第２端部２０２がアウターバレル第２受け入れ部１２２によって受け入れられて支持される。このとき、フロートバルブ第２開口部２２２は、アウターバレル第２開口部１０２に繋がる。　
フロートバルブアセンブリ２００がアウターバレルアセンブリ１００の内側に装着された際、固定用シーリング部材２１１、２１２は、フロートバルブ第１端部２０１と、アウターバレル第１受け入れ部１１２とを、液密にシールする。ここで、フロートバルブアセンブリ２００の外径をＤＦ１とするとき、ＤＦ１はアウターバレル第１部分１１０の最小内径ＤＯ１にほぼ等しく、ただしＤＯ１以下であることが望ましい。　
フロートバルブアセンブリ２００を装着したアウターバレルアセンブリ１００に上側サブ３００を装着する際、フロートバルブ第１開口部２２１は、上側サブ３００の下側開口部に繋がる。このとき、フロートバルブアセンブリ２００は、上側サブ３００との接続によって、その上側を固定される。この状態において、インナーチューブ５１は、上側サブ３００と、フロートバルブ第１開口部２２１と、フロートバルブ第２開口部２２２と、アウターバレル第２開口部１０２とを通過出来る。　
本実施形態によるフロートバルブサブ２の、フラッパ蓋２３０がフロートバルブ第１開口部２２１を閉鎖する動作について説明する。　
インナーバレル部５０が掘削リグ１２によって引き上げられるなどして、インナーチューブ５１がフロートバルブボディ２１０の内部から退出すると、付勢部材２５０の働きによって、フラッパ蓋２３０が図７Ａに示す第１位置に移動する。　
フラッパ蓋２３０は、少なくともその主面の周辺領域に、平坦な平面部２３１を有している。平面部２３１は、フラッパ蓋２３０が第１位置に移動した際、密閉用シーリング部材２２４と接触する。そして、フラッパ蓋２３０は、フロートバルブ第１開口部２２１の流路を閉鎖する。その結果、ドリルストリング１の内部空間のうち、フロートバルブサブ２より上側の部分と下側の部分とは、フラッパ蓋２３０によって隔離される。この状態において、ドリルストリング１の内部にフロートバルブサブ２より下側の部分から流体が流入しても、フロートバルブサブ２より上側には漏れず、暴墳を防ぐことが出来る。　
発明者は、本実施形態によるフロートバルブサブ２の第１状態においてフロートバルブ第２開口部側から水圧を印加する実験を行った結果、９８．５ミリメートルの内径を有するフロートバルブサブ２が約２０メガパスカルの圧力までの耐久性が得られることを確認した。なお、この実験結果はあくまでも一例であって、本発明の権利範囲を限定するものではない。　
本実施形態によるフロートバルブサブ２の、フラッパ蓋２３０がフロートバルブ第１開口部２２１を解放する動作について説明する。　
インナーバレル部５０がアウターバレル部３０の端部まで挿入されるなどして、インナーチューブ５１がフロートバルブボディ２１０の内部に進入する際、インナーチューブ５１がフラッパ蓋２３０を押す力が付勢部材２５０の力を上回り、フラッパ蓋２３０は図７Ｂに示す第２位置に移動する。　
フラッパ蓋２３０は、第２位置に移動するとき、その一部が側方開口２２３を通ってフロートバルブボディ２１０の外部にはみ出る。このはみ出る部分を、説明を簡単にするために、側端部２３３と呼ぶ。図８Ｃに示すように、側端部２３３は、アウターバレルアセンブリ１００の環状凹部１０３の内部に収まる寸法および形状を有している。　
図８Ｃに示したように、フラッパ蓋２３０が備えるインナーチューブガイド２３２は、フロートバルブ第２開口部２２２の外周面（フロートバルブ第２端部２０２の内周面）と同様の湾曲面を有している。フロートバルブ第２端部２０２の内周面は、円柱状部材であるインナーチューブ５１の側面と相補的な湾曲面を有しているので、インナーチューブガイド２３２の湾曲面もインナーチューブ５１の側面と相補的な形状である。この湾曲面により、インナーチューブガイド２３２は、フラッパ蓋２３０が第２位置にある際に、インナーチューブ５１のより安定的な挿抜を可能にする。　
本実施形態による環状凹部１０３の内径について説明する。
　図９は、本実施形態による環状凹部１０３の内径ＤＯ３と、フロートバルブ第１開口部２２１の径ＤＦ２との幾何学的な関係を示す図である。まず、フラッパ蓋２３０の平面部２３１に注目すると、その寸法は、最低でもフロートバルブ第１開口部２２１の径ＤＦ２以上である必要がある。次に、第２位置に移動したフラッパ蓋２３０を、インナーチューブ５１に干渉しないように環状凹部１０３に格納するためには、環状凹部１０３の内径ＤＯ３が、直径ＤＦ２の円に外接する正方形の対角線より長い必要がある。すなわち、長さＤＯ３は、長さＤＦ２の、２の平方根倍以上である必要がある。言い換えれば、長さＤＯ３の二乗は、長さＤＦ２の二乗の２倍以上である必要がある。厳密には、ヒンジ２４０の太さや、フラッパ蓋２３０の厚みなども勘案する必要があるので、長さＤＯ３およびＤＦ２に係る上記の関係は、以下の数式で表すことが出来る。
　　ＤＯ３＞ＤＦ２×√２
または、
　　ＤＯ３×ＤＯ３＞２×ＤＦ２×ＤＦ２
　長さＤＯ３の最低値は上記のように求まる。なお、長さＤＯ３の最高値は、上述のとおり、フロートバルブサブ２に求められる強度に依存する。すなわち、求められる強度を満たすアウターバレルアセンブリ１００の側壁部分の厚さの最低値をＴｍｉｎ１と置き、アウターバレルアセンブリ１００の外径をＤＯ４と置くとき、長さＤＯ３の最大値は、ＤＯ４とＴｍｉｎ１の２倍との差に等しい。したがって、長さＤＯ３に係る数値限定は、以下の数式で表すことが出来る。
　　ＤＯ４－２×Ｔｍｉｎ１≧ＤＯ３＞ＤＦ２×√２
　（第２実施形態）
　第１実施形態では、構成要素を簡略化するために、いわゆるライザーレス掘削システムを前提とした説明を行った。ここでは、第２実施形態としていわゆるライザー掘削システムを前提とした説明を行う。
　ライザー掘削システムでは、掘削孔１７を泥水で満たすことで、「地層圧＜泥水圧＜地層破壊圧」の条件を満たし、掘削孔１７を囲む内壁が崩壊することを防ぐ。　
なお、ケーシングしていない裸孔では、「地層圧＜泥水圧＜地層破壊圧」の条件を満たしているものの、掘り進めるにつれて地層圧が上昇していくため、これに合わせて泥水圧も上げる必要がある。ケーシングなしで掘り進み過ぎると、そのうち裸孔の上部では泥水圧が地層破壊圧を上回り、泥水が地層を破壊して地層が崩れてきてしまう。ライザー掘削システムでは、そうなる前にケーシングを行うことで崩壊を防いでいる。その結果、ライザー掘削システムでは、このような手法を用いないいわゆるライザーレス掘削システムと比較して、掘削可能な深度が飛躍的に向上している。　
ライザー掘削システムで用いる泥水は、物理的に、かつ、化学的に、適宜な調整を必要とする。このように調整された泥水は、地層１６を掘削して生じる泥と、周囲の海水とを、ライザーパイプによって掘削リグ１２まで汲み上げ、掘削リグ１２に搭載された泥水調整装置でその特性を調整することで生成される。調整された泥水は、ドリルストリング１１の内側を通って掘削孔１７の底部まで送られる。　
図１０は、ライザー掘削システムを用いたコアリングシステムの一構成例を示す図である。図１０は、図１に示したライザーレス掘削システムを用いたコアリングシステムに、ライザーパイプ１９および噴出防止装置２０を追加したものと同等である。なお、掘削リグ１２に搭載している泥水調整装置については、図示を省略する。　
図１０に示した構成例では、ライザーパイプ１９はドリルストリング１１の周囲に設けられており、海底１５から掘削リグ１２まで延びている。なお、海底１５には、掘削孔１７と、ライザーパイプ１９とを接続する噴出防止装置２０が設けられている。　
　泥水は、掘削リグ１２から掘削孔１７の底部まで移動する際に、インナーバレル部５０を挿入していない状態のドリルストリング１１の内部を通過する。このとき、フロートバルブサブ２の内部も通過することになるが、フラッパ蓋２３０は上側から進入する泥水に押されればフロートバルブ第１開口部２２１を解放する方向に移動出来るので、泥水の通過の妨げにはならない。
　このように、本発明によるフロートバルブサブ２は、ライザー掘削システムにも容易に適用可能である。　
以上、発明者によってなされた発明を実施の形態に基づき具体的に説明したが、本発明は前記実施の形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能であることはいうまでもない。また、前記実施の形態に説明したそれぞれの特徴は、技術的に矛盾しない範囲で自由に組み合わせることが可能である。　
例えば、環状凹部１０３について、これまでの説明ではその形状がドリルストリング１１の回転軸を中心とする回転体である場合について説明した。この説明は、環状凹部１０３を旋盤加工によって形成したり、上側サブ３００を着脱する際などにフロートバルブアセンブリ２００がアウターバレルアセンブリ１００に対して回転したりする可能性を考慮したものである。しかしながら、環状凹部１０３は、前述のとおり、フロートバルブアセンブリ２００の筒形状部からはみ出るフラッパ蓋２３０を受け入れる機能さえ実現出来れば、実際には回転体の形状を有する必要までは無く、任意の拡張部、削り込み部、切り込み部など、その他の形状を有する凹部であっても構わない。
１　ボトムホール・アセンブリ　２　フロートバルブサブ　１０　コアバレル　１１　ドリルストリング　１２　掘削リグ　１３　海　１４　海面　１５　海底　１６　地層　１７　掘削孔　１８　ＧＰＳ衛星　１９　ライザーパイプ　２０　暴墳防止装置　３０　アウターバレル部　３１　コアビット　３２　ニアビットサブ　３３　ドリルカラーサブ　３４　ランディングサブ　３５　ヘッドサブ　３６　ランディングリング　３７　ラッチ部　４０　コア　５０　インナーバレル部　５１　インナーチューブ　５２　コアライナー　５３　長さ調節機構　５４　スイベル機構　５５　ランディング機構　５６　ラッチ機構　５７　フィッシングネック　５８　ロックボルト　７１　第１ケーシングパイプ　７２　第２ケーシングパイプ　７３　第３ケーシングパイプ　７４　第４ケーシングパイプ　１００　アウターバレルアセンブリ　１０１　アウターバレル第１開口部　１０２　アウターバレル第２開口部　１０３　環状凹部　１１０　アウターバレル第１部分　１１１　アウターバレル第１接続部　１１２　アウターバレル第１受け入れ部　１２０　アウターバレル第２部分　１２１　アウターバレル第２接続部　１２２　アウターバレル第２受け入れ部　１３０　アウターバレル中間部　２００　フロートバルブアセンブリ　２０１　フロートバルブ第１端部　２０２　フロートバルブ第２端部　２０３　フロートバルブ中間部　２１０　フロートバルブボディ　２１１　固定用シーリング部材　２１２　固定用シーリング部材　２１３　ボディ側ヒンジ支持部　２１４　ボディ側付勢部材支持部　２２１　フロートバルブ第１開口部　２２２　フロートバルブ第２開口部　２２３　側方開口　２２４　密閉用シーリング部材　２２５　リテーナ　２３０　フラッパ蓋　２３１　平面部　２３２　インナーチューブガイド　２３３　側端部　２３４　蓋側ヒンジ支持部　２３５　蓋側付勢部材支持部　２４０　ヒンジ　２５０　付勢部材　３００　上側サブ　５００　下側サブ 

Claims (4)

  1. 　外筒アセンブリと、
    　前記外筒アセンブリの内側に着脱可能に配置されるフロートバルブアセンブリと
    を具備し、
    　前記フロートバルブアセンブリは、
    　　筒形状を有する第１端部と、
    　　筒形状を有する第２端部と、
    　　前記第１端部と前記第２端部との間に配置されるバルブアセンブリ中間部と、
    　　前記第１端部に取り付けられた蓋部と
    を備え、
    　前記蓋部は、前記第１端部の流路を閉鎖する第１位置と、前記第１端部の前記流路を開放する第２位置との間で、回動自在であり、
    　前記バルブアセンブリ中間部は、前記蓋部の一部が通過可能な側方開口を備え、
    　前記外筒アセンブリは、
    　　前記第１端部を受け入れ、前記第１端部の外周面と相補的な内周面形状を有する第１部分と、
    　　前記第２端部を受け入れ、前記第２端部の外周面と相補的な内周面形状を有する第２部分と、
    　　前記第１部分と前記第２部分との間に配置される外筒アセンブリ中間部と
    を備え、
    　前記外筒アセンブリ中間部は、前記第２位置にある前記蓋部を受け入れ可能な凹部を備え、
    　前記第１部分の最小内径は、前記第２部分の最小内径よりも大きく、
    　前記凹部の内径は、前記第１部分の最小内径よりも大きい
    　フロートバルブサブ。
  2. 　請求項１に記載のフロートバルブサブにおいて、
    　前記外筒アセンブリ中間部の前記凹部の内径は、前記フロートバルブアセンブリの前記第２端部の内径の、２の平方根倍よりも大きい
    　フロートバルブサブ。
  3. 　請求項１または２に記載のフロートバルブサブにおいて、
    　前記蓋部は、前記第１端部の前記流路を閉鎖可能な上面を備え、
    　前記上面は、前記第１端部の前記流路を通過可能な円柱状部材の側面と相補的な湾曲面を備える
    　フロートバルブサブ。
  4. 　請求項１乃至３のいずれか一項に記載のフロートバルブサブにおいて、
    　前記第１端部の内周面上に配置される環状のリテーナと、
    　前記リテーナと、前記第１端部との間に配置される環状のシール部材とをさらに備え、
    　前記シール部材は、前記第１位置にある前記蓋部を液密にシールする
    　フロートバルブサブ。
     
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