NO321824B1

NO321824B1 - Pump device

Info

Publication number: NO321824B1
Application number: NO20045077A
Authority: NO
Inventors: Kjetil Bekkeheien; Inger Kjellevoll
Original assignee: Statoil Asa
Priority date: 2004-11-22
Filing date: 2004-11-22
Publication date: 2006-07-10
Also published as: WO2006054905A1; NO20045077D0

Abstract

Pumpeinnretning for styring av ringromstrykket ved boring gjennom en eller flere hydrokarbon førende formasjoner (P1-P6), hvor boringen utføres fra en enhet som flyter på sjøoverflaten, med en borestreng ført gjennom et stigerør som strekker seg fra enheten til en utblåsingssikring på havbunnen, særpreget ved at pumpeinnretningen under drift er anordnet tettende i ringrommet mellom stigerøret og borestrengen, idet pumpeinnretningen omfatter: et ytre kilebelte (anchoring slips) (1) for stasjonær, men løsbar, innfesting mot stigerøret, en ytre tetning (2) mot stigerøret, et indre kilebelte (7) for innfesting mot borestrengen, for anvendelse ved installasjon og uttrekking av pumpeinnretningen, en glidetetning mot borestrengen, slik at borestrengen kan roteres og føres ned eller opp, med eller uten differensialtrykk over glidetetningen (3), en pumpe (4) med innløp i ringrommet nedenfor pumpeinnretningen og utløp i ringrommet ovenfor pumpe-innretningen, og en kraftenhet (5) for drift av pumpen, med kobling (6) for kraft tilført fra overflaten gjennom kabel eller rør.Pump device for controlling the annulus pressure when drilling through one or more hydrocarbon-bearing formations (P1-P6), where the drilling is carried out from a unit floating on the sea surface, with a drill string guided through a riser extending from the unit to a blowout preventer on the seabed, distinctive in that during operation the pump device is arranged sealingly in the annular space between the riser and the drill string, the pump device comprising: an outer wedge belt (anchoring slip) (1) for stationary, but removable, attachment to the riser, an outer seal (2) against the riser, an inner V-belt (7) for attachment to the drill string, for use when installing and extracting the pump device, a sliding seal against the drill string, so that the drill string can be rotated and guided down or up, with or without differential pressure over the sliding seal (3), a pump (4) with inlet in the annulus below the pump device and outlet in the annulus above the pump device, and a power unit (5) for operating the pump, with coupling (6) for power supplied from the surface through cable or pipe.

Description

Oppfinnelsens område Field of the invention

Den foreliggende oppfinnelse vedrører boring gjennom'hydrokarbonførende formasjoner for senere å kunne utvinne hydrokarboner. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en pumpeinnretning for trykkontroll under slik boring, for å holde trykket av borefluid innen akseptable grenser, idet boringen utføres fra en enhet som flyter på sjøoverflaten, med en borestreng ført gjennom et stigerør som strekker seg fra enheten til en utblåsingssikring på havbunnen. The present invention relates to drilling through hydrocarbon-bearing formations in order to later extract hydrocarbons. More specifically, the invention relates to a pump device for pressure control during such drilling, to keep the pressure of drilling fluid within acceptable limits, the drilling being carried out from a unit that floats on the sea surface, with a drill string led through a riser that extends from the unit to a blowout preventer on the seabed .

Oppfinnelsens bakgrunn og kjent teknikk Background of the invention and prior art

Ved boring benyttes en borestreng med en borekrone i nedre ende. Borestrengen roteres fra overflaten, således at borekronen penetrerer undergrunnsformasjoner. Borestrengen består av seksjoner av borerør. Etter utboring av en seksjonslengde anordnes foringsrør, for å avstenge mot overflaten på den gjennomborede formasjon. Under boringen benyttes borefluid som sirkuleres fra overflaten ned gjennom borestrengen, ut borekronen og tilbake til overflaten gjennom et ringrom dannet mellom borestrengen og den omkringgivende gjennomborede formasjon eller rør på utsiden av borestrengen. Borefluidet som strømmer tilbake gjennom ringrommet fører med seg borekaks, som er fragmenter av den gjennomborede formasjon. For flytende installasjoner, slik som flytende plattformer og skip, er det normalt å ha en utblåsningssikring på sjøbunnen, og ha anordnet et stigerør på utsiden av borestrengen fra utblåsningssikringen til den flytende installasjon, slik at installasjonen kan frakobles dersom dette skulle være nødvendig. Trykket av borefluidet avpasses slik at det balanserer trykket i formasjonen (poretrykket) som gjennombores, ved å avpasse borefluidets vekt og sammensetning. Dersom borefluidets trykk blir for lavt, kan fluid fra formasjonen trenge inn i borefluidet eller det kan oppstå problemer med stabiliteten der formasjonen er svak, slik som i områder med skifer. Dersom borefluidets trykk blir for høyt, vil frakturering av formasjonen finne sted, og borefluid kan lekke inn i formasjonen. Trykket i borefluidet øker nedover i borehullet inntil brønnen er horisontal. Det statiske trykket av borefluidet må generelt være avpasset til å ligge mellom formasjonens poretrykk og trykket som medfører skade i form av frakturering, og slamvekten må være tilstrekkelig til å forhindre kollaps i gjennomborede skifersoner. For å få borefluidet til å sirkulere slik det er forklart ovenfor, tilføres et ytterligere trykk ved hjelp av overflateplasserte slampumper. Forskjellen mellom det statiske trykk og trykket som foreligger under sirkulasjon av borefluidet øker med lengden av borehullet og ved snevre toleranser mellom borestreng og utenforliggende rør, på grunn av friksjon i strømningsveien. Borefluidets egenskaper er også vesentlig for omfanget av friksjonstap. Problemene er særlig merkbare ved boring i depleterte formasjoner, boring i undervannskompletterte brønner, boring i depleterte høytrykksreservoarer, boring i dypt farvann, og boring av lange brønner og forlengelsesbrønner fra flytende installasjoner. When drilling, a drill string with a drill bit at the lower end is used. The drill string is rotated from the surface, so that the drill bit penetrates underground formations. The drill string consists of sections of drill pipe. After drilling out a section length, casing is arranged to seal against the surface of the drilled formation. During drilling, drilling fluid is used which is circulated from the surface down through the drill string, out the drill bit and back to the surface through an annulus formed between the drill string and the surrounding drilled formation or pipe on the outside of the drill string. The drilling fluid that flows back through the annulus carries with it cuttings, which are fragments of the drilled formation. For floating installations, such as floating platforms and ships, it is normal to have a blowout safeguard on the seabed, and to arrange a riser on the outside of the drill string from the blowout safeguard to the floating installation, so that the installation can be disconnected if this is necessary. The pressure of the drilling fluid is adjusted so that it balances the pressure in the formation (pore pressure) being drilled, by adjusting the weight and composition of the drilling fluid. If the pressure of the drilling fluid becomes too low, fluid from the formation may penetrate into the drilling fluid or problems may arise with stability where the formation is weak, such as in areas with shale. If the pressure of the drilling fluid becomes too high, fracturing of the formation will take place, and drilling fluid may leak into the formation. The pressure in the drilling fluid increases downwards in the borehole until the well is horizontal. The static pressure of the drilling fluid must generally be adjusted to lie between the formation's pore pressure and the pressure that causes damage in the form of fracturing, and the mud weight must be sufficient to prevent collapse in drilled shale zones. To circulate the drilling fluid as explained above, additional pressure is applied by means of surface-mounted mud pumps. The difference between the static pressure and the pressure that exists during circulation of the drilling fluid increases with the length of the borehole and with narrow tolerances between the drill string and the external pipe, due to friction in the flow path. The properties of the drilling fluid are also significant for the extent of friction loss. The problems are particularly noticeable when drilling in depleted formations, drilling in underwater completed wells, drilling in depleted high-pressure reservoirs, drilling in deep waters, and drilling long wells and extension wells from floating installations.

I depleterte formasjoner er formasjonens poretrykk samt det relaterte fraktureirngstrykk redusert. Fraktureringstrykket avtar som følge av spenningsreduksjon i formasjonen knyttet til selve depleteringen. Ved boring foreligger det normalt ulike soner av formasjoner som gjennombores, hvor hver sone har bestemte grenser for minimum og maksimum tillatt trykk for borefluidet. Det anvendbare trykkintervall i en bestemt sone, og ikke minst i kombinasjonen av soner som skal gjennombores i et borehull, kan for lange, snevre borehull være mindre enn forskjellen mellom statisk brønntrykk og brønntrykket ved sirkulasjon av borefluid (sirkulasjonstrykk). In depleted formations, the formation's pore pressure and the related fracture pressure are reduced. The fracturing pressure decreases as a result of stress reduction in the formation linked to the depletion itself. When drilling, there are normally different zones of formations that are drilled through, where each zone has specific limits for the minimum and maximum permissible pressure for the drilling fluid. The applicable pressure interval in a specific zone, and not least in the combination of zones to be drilled through in a borehole, for long, narrow boreholes can be less than the difference between static well pressure and the well pressure when drilling fluid circulates (circulation pressure).

Det er kjent innretninger for å redusere forskjellen mellom brønnens sirkulasjonstrykk og brønnens statiske trykk. Nærmere bestemt er det kjent systemer som fungerer ved å innføre en pumpeinnretning i ringrommet, for å pumpe borefluid opp fra ringrommet til overflaten, slik at trykkgradienten i ringrommet under pumpeinnretningen kan skyves mot lavere trykk. De kjente innretninger funksjonerer imidlertid ved at pumpen drives av en turbin som er anordnet i borestrengen, slik at innretningene følger aksialbevegelsen til borestrengen. Turbinen medfører et ytterligere trykkfall for sirkulasjonen, og dessuten trykksvingninger i borefluidet. De kjente innretninger er relativt kompliserte og er foreløpig ikke implementert i industriell skala. De har også ulempe ved at de funksjonerer dårlig før full borefluidsirkulasjon er igangsatt. Videre synes det å være svært problematisk å tilveiebringe akseptable tetningselementer som skal beveges med borerøret ettersom boringen skrider frem. For nærmere informasjon henvises det til Baker Hughes, INTEQ Turbolift og SPE/IADC 79821, "A New Downhole Tool for EDC Reduction", Bern, Hosie, Bansal, Stewart, Lee, presentert ved SPE/IADC Drilling Devices are known to reduce the difference between the well's circulation pressure and the well's static pressure. More specifically, there are known systems that work by introducing a pump device in the annulus, to pump drilling fluid up from the annulus to the surface, so that the pressure gradient in the annulus below the pump device can be pushed towards lower pressure. However, the known devices function in that the pump is driven by a turbine which is arranged in the drill string, so that the devices follow the axial movement of the drill string. The turbine causes a further pressure drop for the circulation, and also pressure fluctuations in the drilling fluid. The known devices are relatively complicated and have not yet been implemented on an industrial scale. They also have the disadvantage that they function poorly before full drilling fluid circulation is initiated. Furthermore, it appears to be very problematic to provide acceptable sealing elements to be moved with the drill pipe as the drilling progresses. For further information refer to Baker Hughes, INTEQ Turbolift and SPE/IADC 79821, "A New Downhole Tool for EDC Reduction", Bern, Hosie, Bansal, Stewart, Lee, presented at SPE/IADC Drilling

Conference, Amsterdam, Nederland, 19-21 februar 2003. Conference, Amsterdam, The Netherlands, 19-21 February 2003.

En ytterligere kjent innretning er OPJBIS, som evakuerer ringrommet inne i stigerøret slik at kun luft er til stede ned til et visst nivå over utblåsningssikringen på sjøbunnen. Denne løsning gir imidlertid stor usikkerhet med hensyn til sikkerhet, og dessuten økt slitasje av borerøret fordi dette roteres i et luftfylt stigerør uten omgivende borefluid for smøring. A further known device is OPJBIS, which evacuates the annulus inside the riser so that only air is present down to a certain level above the blowout protection on the seabed. However, this solution gives great uncertainty with regard to safety, and also increased wear of the drill pipe because it is rotated in an air-filled riser without surrounding drilling fluid for lubrication.

Det er behov for enklere innretninger enn de ovennevnte, uten de medfølgende problemer som er beskrevet. There is a need for simpler devices than those mentioned above, without the attendant problems described.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Det ovennevnte behov imøtekommes ved at oppfinnelsen tilveiebringer en pumpeinnretning for styring av ringromstrykket ved boring gjennom en eller flere hydrokarbonførende formasjoner, hvor boringen utføres fra en enhet som flyter på sjøoverflaten, med en borestreng ført gjennom et stigerør som strekker seg fra enheten til en utblåsingssikring på havbunnen, med The above-mentioned need is met by the invention providing a pump device for controlling the annulus pressure when drilling through one or more hydrocarbon-bearing formations, where the drilling is carried out from a unit floating on the sea surface, with a drill string guided through a riser that extends from the unit to a blowout preventer on seabed, with

en pumpe med innløp i et ringrom nedenfor pumpeinnretningen og utløp i et ringrom ovenfor pumpeinnretningen, og a pump with inlet in an annular space below the pump device and outlet in an annular space above the pump device, and

en kraftenhet for drift av pumpen, med kobling for kraft tilført fra overflaten gjennom kabel eller rør. a power unit for operating the pump, with connection for power supplied from the surface through cable or pipe.

Pumpeinnretningen er særpreget ved at den under drift er anordnet tettende i ringrommet mellom stigerøret og borestrengen, idet pumpeinnretningen omfatter: et ytre kilebelte (presspasning, anchoring slips) for stasjonær, men løsbar, innfesting mot stigerøret, The pump device is distinctive in that, during operation, it is arranged sealingly in the annulus between the riser and the drill string, as the pump device includes: an outer wedge belt (press fit, anchoring slip) for stationary, but removable, attachment to the riser,

en ytre tetning mot stigerøret, an outer seal against the riser,

et indre kilebelte for innfesting mot borestrengen, for anvendelse ved installasjon og uttrekking av pumpeinnretningen, an internal V-belt for attachment to the drill string, for use when installing and extracting the pumping device,

en indre glidetetning mot borestrengen, slik at borestrengen kan roteres og føres ned eller opp. an internal sliding seal against the drill string, so that the drill string can be rotated and guided down or up.

Med begrepet kobling for kraft tilført fra overflaten gjennom kabel eller rør, menes det at kraften for drift av pumpeenheten ikke tilveiebringes med en turbin i borestrengen, men leveres separat fra overflaten gjennom kabel eller rør, fortrinnsvis gjennom en navlestreng. Kraftenheten drives fordelaktig hydraulisk, elektrisk eller elektrohydraulisk. Med begrepet kilebelte menes det også andre innretninger enn kilebelter for festing eller forankring til henholdsvis stigerøret og borestrengen, eksempelvis er installasjon av en nippelprofil i stigerøret en mulighet, slik at pumpeinnretningen låses til stigerøret med låsebolter som aktiveres og forankres i nippelprofilen. Pumpen og kraftenheten kan være integrert som en enhet, likeledes kan de ytre kilebelter og de ytre tetninger være integrert som en enhet. With the term coupling for power supplied from the surface through cable or pipe, it is meant that the power for operating the pump unit is not provided with a turbine in the drill string, but is delivered separately from the surface through cable or pipe, preferably through an umbilical. The power unit is advantageously driven hydraulically, electrically or electro-hydraulic. The term V-belt also means devices other than V-belts for fastening or anchoring to the riser and the drill string respectively, for example installing a nipple profile in the riser is a possibility, so that the pump device is locked to the riser with locking bolts that are activated and anchored in the nipple profile. The pump and the power unit can be integrated as a unit, likewise the outer V-belts and the outer seals can be integrated as a unit.

Det indre kilebelte for innfesting av pumpeinnretningen til borestrengen styres fordelaktig hydraulisk gjennom en navlestreng. Det indre kilebelte anvendes ved nedsetting og opptak av pumpeinnretningen. The internal V-belt for attaching the pump device to the drill string is advantageously controlled hydraulically through an umbilical string. The internal V-belt is used when lowering and picking up the pump device.

Pumpeinnretning omfatter fordelaktig trykkstyring av pumpen, fortrinnsvis justerbar fra overflaten slik at sugetrykket under pumpen holdes under et valgbart passende trykk. Pump device advantageously includes pressure control of the pump, preferably adjustable from the surface so that the suction pressure under the pump is kept under a selectable suitable pressure.

Det ytre kilebeltet og den ytre tetning er fordelaktig integrerte enheter, og likeledes pumpen og kraftenheten. The outer V-belt and the outer seal are advantageously integrated units, as are the pump and the power unit.

Det er fordelaktig anordnet hydraulisk styring av tetninger og kilebelter. Hydraulic control of seals and V-belts is advantageously arranged.

Pumpeinnretning har fordelaktig tilkobling for en navlestreng, for overføring av all kraft (elektrisk, hydraulisk), elektriske, optiske og hydrauliske signaler. Pumping device has advantageous connection for an umbilical cord, for transmission of all power (electrical, hydraulic), electrical, optical and hydraulic signals.

Tegninger Drawings

Oppfinnelsen illustreres med tegninger, hvorav: The invention is illustrated with drawings, of which:

Figur 1 viser en prinsipiell skisse i snitt av pumpeinnretningen ifølge oppfinnelsen, Figur 2 viser prinsipielt hvorledes pumpeinnretningen ifølge oppfinnelsen er installert under drift, Figur 3 illustrerer trykkforholdene under boring gjennom ulike formasjonssoner, Figurer 4, 5 og 6 illustrerer trykkforholdene i forhold til dybden i ulike boresituasjoner. Figure 1 shows a principal sketch in section of the pump device according to the invention, Figure 2 shows in principle how the pump device according to the invention is installed during operation, Figure 3 illustrates the pressure conditions during drilling through various formation zones, Figures 4, 5 and 6 illustrate the pressure conditions in relation to the depth in different drilling situations.

Detaljert beskrivelse Detailed description

For å illustrere problemstillingen som er relevant for oppfinnelsen, henvises det først til Figur 3, som illustrerer seks ulike reservoarsoner med trykk for hver formasjonssone, angitt med henholdsvis Pl til P6. Sone nr. 4 er depletert, slik at trykket P4 er relativt lavt, og tilsvarende er trykket for frakturering redusert. Det maksimale tillatelige brønntrykk under sirkulasjon er dermed begrenset av det reduserte trykk for frakturering i sone 4 (P4). Det statiske brønntrykket representerer vekten av det statiske boreslam når sirkulasjon ikke finner sted. Det statiske brønntrykk må balansere det høyeste formasjonstrykk, hvilket finnes i sone 1 (Pl), dersom stigerøret frakobles undervannsbrønnen, hvilket kan tenkes å finne sted i flere ulike situasjoner, som for eksempel dårlig vær eller andre flytende installasjoner på kollisjonskurs. Trykket øker mot høyre i figuren, og det fremgår at brønntrykket ved sirkulasjon er betydelig høyere enn det statiske brønntrykk, idet sirkulasjonstrykket er angitt med stiplet linje. Dersom boringen skal finne sted uten frakturering i sone 4, må sirkulasjonstrykket holdes under trykket som gir frakturering i sone 4. Slik det fremgår av Figur 3 er trykkforskjellen mellom fraktureringstrykket i sone 4 og sirkulasjonstrykket i brønnen meget liten, hvilket gir små marginer for boringen. Med den foreliggende oppfinnelse blir sirkulasjonstrykket senket slik at det ligger betydelig nærmere det statiske trykk i brønnen. To illustrate the problem that is relevant to the invention, reference is first made to Figure 3, which illustrates six different reservoir zones with pressure for each formation zone, denoted by Pl to P6 respectively. Zone no. 4 is depleted, so that the pressure P4 is relatively low, and correspondingly the pressure for fracturing is reduced. The maximum permissible well pressure during circulation is thus limited by the reduced pressure for fracturing in zone 4 (P4). The static well pressure represents the weight of the static drilling mud when circulation does not take place. The static well pressure must balance the highest formation pressure, which is found in zone 1 (Pl), if the riser is disconnected from the underwater well, which can conceivably take place in several different situations, such as bad weather or other floating installations on a collision course. The pressure increases towards the right in the figure, and it appears that the well pressure during circulation is significantly higher than the static well pressure, as the circulation pressure is indicated by a dashed line. If the drilling is to take place without fracturing in zone 4, the circulation pressure must be kept below the pressure that causes fracturing in zone 4. As can be seen from Figure 3, the pressure difference between the fracturing pressure in zone 4 and the circulation pressure in the well is very small, which gives small margins for drilling. With the present invention, the circulation pressure is lowered so that it is significantly closer to the static pressure in the well.

Det henvises videre til Figurene 4, S og 6, for å illustrere funksjonaliteten til den foreliggende oppfinnelse nærmere. I figurene er trykket økende mot høyre, og boredybden er økende nedover i figurene, og det illustreres hvorledes trykket øker nedover i brønnen. Det statiske trykk er tegnet inn som én linje, og det dynamiske trykk, dvs. trykket under sirkulasjon, er tegnet inn som en linje med lavere helning. Slik det fremgår vil det dynamiske trykk, altså sirkulasjonstrykket, ved dypet der linjen for det dynamiske trykk krysser fraktureringstrykket, bli for høyt, slik at formasjonen fraktureres. Ved hjelp av den foreliggende oppfinnelse forskyves trykkgradienten mot venstre i figuren, altså mot lavere trykk. Dette er illustrert med stiplet linje i figurene. På figurene er det dynamiske brønntrykk lavere enn poretrykket for de aller øverste deler av brønnen, dette er imidlertid ikke et problem annet enn hvis formasjonen er åpen mot ringrommet, hvilket ikke er tilfeltet i praksis for den øvre del av brønnen. Figur 4 illustrerer således boring ved et snevert område for akseptable trykk (trykkvindu), hvilket kan foreligge under boreforhold som innledningsvis forklart. Figur 5 illustrerer problemstillingen ved boring gjennom depleterte reservoarer, hvilket fremgår ved parallellforskyvningen i brønnens nedre del av poretrykket og fraktureringstrykket. På Figur 6 er forholdene ved boring i dypt farvann illustrert. Reference is made further to Figures 4, S and 6, to illustrate the functionality of the present invention in more detail. In the figures, the pressure is increasing towards the right, and the drilling depth is increasing downwards in the figures, and it is illustrated how the pressure increases downwards in the well. The static pressure is drawn in as one line, and the dynamic pressure, i.e. the pressure during circulation, is drawn in as a line with a lower slope. As can be seen, the dynamic pressure, i.e. the circulation pressure, at the depth where the line for the dynamic pressure crosses the fracturing pressure, will become too high, so that the formation is fractured. With the help of the present invention, the pressure gradient is shifted to the left in the figure, i.e. towards lower pressure. This is illustrated with a dashed line in the figures. In the figures, the dynamic well pressure is lower than the pore pressure for the very top parts of the well, but this is not a problem other than if the formation is open to the annulus, which is not the case in practice for the upper part of the well. Figure 4 thus illustrates drilling at a narrow range of acceptable pressures (pressure window), which may exist under drilling conditions as explained at the outset. Figure 5 illustrates the problem when drilling through depleted reservoirs, which is evident from the parallel displacement in the lower part of the well of the pore pressure and fracturing pressure. Figure 6 illustrates the conditions when drilling in deep water.

Med pumpeinnretningen ifølge den foreliggende oppfinnelse blir borefluidet i ringrommet pumpet opp mot overflaten fra stedet der pumpeinstallasjonen er illustrert. Sugetrykket til pumpeinnretningen justeres i henhold til hvilken trykkjustering som er nødvendig. For Figurene 4 til 6 tilsvarer dette parallellforskyvningen for det dynamiske borefluidtrykk ved anvendelse av pumpeinnretningen ifølge oppfinnelsen, illustrert med stiplet linje i Figurene 4 til 6. With the pump device according to the present invention, the drilling fluid in the annulus is pumped up towards the surface from the place where the pump installation is illustrated. The suction pressure of the pump device is adjusted according to which pressure adjustment is required. For Figures 4 to 6, this corresponds to the parallel shift for the dynamic drilling fluid pressure when using the pump device according to the invention, illustrated with a dashed line in Figures 4 to 6.

Det henvises videre til Figur 2, som illustrerer hvordan pumpeinnretningen ifølge oppfinnelsen anordnes i ringrommet mellom stigerøret og borestrengen, fortrinnsvis nær utblåsningssikringen på havbunnen. Reference is also made to Figure 2, which illustrates how the pump device according to the invention is arranged in the annulus between the riser and the drill string, preferably close to the blowout protection on the seabed.

For videre illustrasjon av pumpeinnretningen ifølge oppfinnelsen henvises det til For further illustration of the pump device according to the invention, reference is made to

Figur 1, som i snitt viser den prinsipielle oppbygning. Nærmere bestemt omfatter pumpeinnretningen et kilebelte 1 for stasjonær, men løsbar, innfesting mot stigerøret, en ytre tetning 2 mot stigerøret, glidetetning 3 mot borestrengen, slik at borestrengen kan roteres og samtidig føres ned, eller føres opp, med eller uten et differensialtrykk over glidetetningen, en pumpe 4 med innløp i ringrommet nedenfor pumpeinnretningen og utløp i ringrommet ovenfor pumpeinnretningen, og en kraftenhet 5 for drift av pumpen, idet kraft tilføres fra overflaten, fortrinnsvis gjennom en navlestreng som tilkobles en tilegnet kobling 6. Pumpeinnretningen omfatter videre et indre kilebelte 7 for innfesting mot borestrengen og en frigjøringsmekanisme 8, for frigjøring i en nødsituasjon av kilebeltene 1. Videre er det illustrert sensorer 9 som typisk kan omfatte sensorer for trykk, strømningsmengde, temperatur, posisjonsgivere for komponenter i pumpeinnretningen, diagnostikk, etc. Pumpeinnretningen vil normalt være utstyrt med ekstra glidetetning 3. Navlestrengen (ikke illustrert) har egen tilkobling 6, og overfører for eksempel hydraulikk, elektrisk eller hydraulisk kraft, data og kommunikasjon. Pumpeinnretningen omfatter også overflateplassert utstyr for kraft og hydraulikk, monitorering og styring, etc, og reserveutstyr for nedføring, festing, tetting, frikobling og opptak av pumpeinnretningen. Figure 1, which in section shows the principle structure. More specifically, the pump device comprises a V-belt 1 for stationary, but removable, attachment to the riser, an outer seal 2 to the riser, sliding seal 3 to the drill string, so that the drill string can be rotated and simultaneously led down, or led up, with or without a differential pressure across the sliding seal , a pump 4 with inlet in the annulus below the pump device and outlet in the annulus above the pump device, and a power unit 5 for operating the pump, power being supplied from the surface, preferably through an umbilical cord which is connected to a dedicated coupling 6. The pump device further comprises an internal V-belt 7 for attachment to the drill string and a release mechanism 8, for release in an emergency situation of the V-belts 1. Furthermore, sensors 9 are illustrated which can typically include sensors for pressure, flow rate, temperature, position sensors for components in the pump device, diagnostics, etc. The pump device will normally be equipped with extra sliding seal 3. The umbilical cord (not illustrated) has its own connection 6, and transmits, for example, hydraulics, electric or hydraulic power, data and communication. The pumping device also includes surface-placed equipment for power and hydraulics, monitoring and control, etc., and spare equipment for lowering, fixing, sealing, disconnecting and recording the pumping device.

Pumpeinnretningen opereres fortrinnsvis synkronisert med slampumpene på overflaten, slik at når sirkulasjonen igangsettes vil pumpeinnretningen igangsettes synkront. The pump device is preferably operated synchronously with the mud pumps on the surface, so that when the circulation is started, the pump device will be started synchronously.

I det følgende vil den faktiske installasjon og drift av pumpeinnretningen forklares nærmere. Pumpeinnretningen kan installeres og aktiveres når som helst under boreprosessen. Den installeres og føres ned i borehullet på et konvensjonelt borerør, dvs. at boreprosessen fortsetter umiddelbart etter installasjon. Pumpeinnretningen festes i den nedre del av stigerøret. En typisk prosedyre for installasjon og drift er som følger: In the following, the actual installation and operation of the pump device will be explained in more detail. The pumping device can be installed and activated at any time during the drilling process. It is installed and guided down the borehole on a conventional drill pipe, i.e. the drilling process continues immediately after installation. The pump device is fixed in the lower part of the riser. A typical procedure for installation and operation is as follows:

1. Koble navlestrengen til pumpeinnretningen. 1. Connect the umbilical cord to the pump device.

2. Løft opp pumpeinnretningen og senk den over borerøret mens dette henger i kilebelter i rotasjonsbordet. 2. Lift up the pump device and lower it over the drill pipe while it hangs on V-belts in the rotary table.

3. Løft opp borerøret. 3. Raise the drill pipe.

4. Fest pumpeinnretningen på borerøret ved å feste de indre kilebelter til borerøret. 4. Attach the pump device to the drill pipe by attaching the internal V-belts to the drill pipe.

Pumpeinnretningen er da fysisk festet til borerøret, men pakningselementene er ikke aktivert og det er ingen vesentlig strømningsbegrensning til stede under nedføringen. 5. Løft opp og før pumpeinnretningen på borerøret ned i brønnen. Gi etter med navlestrengen og stopp nedføringen ved tilsiktet sted i stigerøret. 6. Hivkompenser borerøret og aktiver det ytre kilebelte på pumpeinnretningen for å feste pumpeinnretningen til den indre vegg i stigerøret. The pump device is then physically attached to the drill pipe, but the packing elements are not activated and there is no significant flow restriction present during the descent. 5. Lift up and guide the pump device on the drill pipe down into the well. Give way with the umbilical cord and stop the descent at the intended place in the riser. 6. Heave the drill pipe and actuate the outer V-belt on the pump assembly to secure the pump assembly to the inner wall of the riser.

7. Aktiver de ytre pakninger, dvs. pakningene mot stigerørets innervegg. 7. Activate the outer gaskets, i.e. the gaskets against the inner wall of the riser.

8. Åpne de indre kilebelter for å frikoble borerøret. 8. Open the internal V-belts to disengage the drill pipe.

9. Innstill trykket for pumpesug under pakningselementet, for således å regulere hvorledes pumpen skal operere. 9. Set the pressure for pump suction under the sealing element, in order to regulate how the pump should operate.

10. Start slampumpene forsiktig. 10. Start the sludge pumps carefully.

11. Start pumpen i pumpeinnretningen. 11. Start the pump in the pump device.

12. Aktiver glidetetningen mot borestrengen. 12. Activate the sliding seal against the drill string.

13. Øk slampumpenes strømningsmengde gradvis til strømningsmengden for sirkulasjon, samtidig som strømningsmengden i pumpeinnretningens pumpe synkront økes (fortrinnsvis automatisk styring). 13. Gradually increase the flow rate of the sludge pumps to the flow rate for circulation, while simultaneously increasing the flow rate in the pump of the pumping device (preferably automatic control).

14. Fortsett boringen til neste borerør må tilkobles. 14. Continue drilling until the next drill pipe needs to be connected.

15. Reduser slampumpens strømningsmengde. 15. Reduce the slurry pump flow rate.

16. Reduser og stopp sirkulasjonen synkront for slampumpen på overflaten og pumpeinnretningens pumpe, og koble til ytterligere borerør. 16. Reduce and stop circulation synchronously for the surface mud pump and pump rig pump, and connect additional drill pipe.

17. Når koblingen er ferdigstilt, gjenta fra trinn 10. 17. When the connection is complete, repeat from step 10.

Dersom en innretning for kontinuerlig sirkulasjon anvendes i tillegg til pumpeinnretningen ifølge oppfinnelsen, vil trykket i brønnen være i statisk tilstand også under tilkobling av borerør. Dersom imidlertid kun pumpeinnretningen ifølge oppfinnelsen anvendes, vil også trykket i borehullet holdes forholdsvis konstant. If a device for continuous circulation is used in addition to the pump device according to the invention, the pressure in the well will be in a static state also during connection of drill pipe. However, if only the pump device according to the invention is used, the pressure in the borehole will also be kept relatively constant.

Slitasje på pakningselementene rundt borestrengen kan indikeres ved en økning i pumpehastigheten for pumpeinnretningen montert i stigerøret. Flere pakningselementer er fortrinnsvis inkludert i pumpeinnretningen i reserve. Dersom alle pakningene er slitt ut, kan pumpeinnretningen deaktiveres og trekkes opp ved å reversere trinnene 8-2 i den ovennevnte prosedyre. Derved kan pakningselementene skiftes. Wear on the packing elements around the drill string can be indicated by an increase in the pumping speed of the pumping device mounted in the riser. Several packing elements are preferably included in the pump device in reserve. If all the seals are worn out, the pump assembly can be disabled and pulled up by reversing steps 8-2 of the above procedure. Thereby, the packing elements can be changed.

Claims

1. Pump device for controlling the annulus pressure when drilling through one or more hydrocarbon-bearing formations, where the drilling is carried out from a unit floating on the sea surface, with a drill string guided through a riser extending from the unit to a blowout preventer on the seabed, with a pump with inlet in an annular space below the pump device and outlet in an annular space above the pump device, and a power unit for operating the pump, with connection for power supplied from the surface through cable or pipe, characterized in that the pump device during operation is arranged sealingly in the annulus between the riser and the drill string, the pump device comprising: an outer wedge belt (press fit, anchoring tie) for stationary, but removable, attachment to the riser, an outer seal against the riser, an internal wedge belt for attachment to the drill string, a sliding seal against the drill string, so that the drill string can be rotated and guided down or up.

2. Pump device according to claim 1, characterized in that the internal V-belt for attaching the pump device to the drill string is controlled hydraulically through an umbilical cord.

3. Pump device according to claim 1, characterized in that it includes pressure control of the pump.

4. Pump device according to claim 1, characterized in that the outer V-belt and the outer seal are integrated units.

5. Pump device according to claim 1, characterized in that the pump and the power unit are integrated.

6. Pump device according to claim 1, characterized by hydraulic control of seals and V-belts.

7. Pump device according to claim 1, characterized in that it has a connection for an umbilical cord.