NO338332B1

NO338332B1 - Drive shoe to control a pipe as it is lowered to a seabed

Info

Publication number: NO338332B1
Application number: NO20075564A
Authority: NO
Inventors: Jeremy R Angelle
Original assignee: Franks Int Llc
Priority date: 2005-04-27
Filing date: 2007-11-05
Publication date: 2016-08-08
Also published as: MX2007013550A; US20060243436A1; WO2006116632A2; EP1875033A2; NO20075564L; EP1875033A4; WO2006116632A3

Description

RELATERT SØKNAD RELATED APPLICATION

Denne søknad er relatert til United States Patent Application Serial No. 11/115,481, innlevert 27. april 2005, for Conductor Pipe String Deflectorand Method. This application is related to United States Patent Application Serial No. 11/115,481, filed Apr. 27, 2005, for Conductor Pipe String Deflectorand Method.

OPPFINNELSENS OMRÅDE FIELD OF THE INVENTION

Denne oppfinnelse angår en anordning for avveining av en rørstreng som kan være opphengt fra en bore- eller servicerigg eller -plattform. This invention relates to a device for balancing a pipe string which can be suspended from a drilling or service rig or platform.

US 2884068 A omtaler en drivsko utformet for fastgjøring til en ende av et rør som omfatter: en første ende utformet for fastgjøring til et første rør, en andre ende, hvor den andre ende avgrenser den første åpning som et andre rør kan passere gjennom mens det første rørforskyvbart innføres over det andre rør, hvor drivskoen kan føre det første rør når det forskyvbart innføres over det andre rør idet drivskoen har en ytre vegg. US 2884068 A discloses a driving shoe designed for attachment to one end of a pipe comprising: a first end designed for attachment to a first pipe, a second end, the second end defining the first opening through which a second pipe can pass while the first pipe is displaceably introduced over the second pipe, where the drive shoe can guide the first pipe when it is displaceably introduced over the second pipe, as the drive shoe has an outer wall.

US 2167194 A omtaler et apparat for avbøyning av borehull. US 2167194 A mentions an apparatus for deflection of boreholes.

US 3647007 A omtaler en rørstyringsovergang som er forbundet tilstøtende en borkrone ved bunnen av en borestreng, og som styrer kronen inn i innretning med undervannsbrønn. US 3647007 A mentions a pipe control transition which is connected adjacent to a drill bit at the bottom of a drill string, and which guides the bit into a device with an underwater well.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en drivsko for å styre et rør ettersom det senkes til en sjøbunn, The objects of the present invention are achieved by a drift shoe to guide a pipe as it is lowered to a seabed,

kjennetegnet ved at drivskoen omfatter: characterized by the fact that the drift shoe includes:

et element for inngrep med en fjern ende av røret for å senkes til sjø-bunnen; og an element for engaging a distal end of the pipe to be lowered to the seabed; and

et skråskjærparti anbrakt på enden av elementet fjernt fra røret hvor fluid passerer gjennom drivskoen og går ut via skråskjærpartiet, fluidstrømmen bevirker at drivskoen avbøyer røret i en retning fjernt fra fluidet som går ut av skråskjærpartiet og elementet; og an inclined shear portion located at the end of the element remote from the tube where fluid passes through the driving shoe and exits via the inclined shear portion, the fluid flow causing the driving shoe to deflect the tube in a direction remote from the fluid exiting the inclined shear portion and the element; and

hvori skårskjærparti forblir inntakt og er ikke påvirket av fluidstrømningen. in which the cutting edge remains contained and is not affected by the fluid flow.

Foretrukne utførelsesformer av drivskoen er videre utdypet i kravene 2 til og med 14. Preferred embodiments of the drive shoe are further elaborated in claims 2 to 14 inclusive.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Fig. 1 viser et oppriss av det nedre parti av en offshore-installasjon som anvender deflektoranordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 2 viser et skjematisk oppriss av et kjent system hvor det inngår et ut-valgt parti av installasjonen av utføringsformen vist i fig. 1 med en dykker og vinsjline i bruk med sikte på å brukes til å skyve det øvre parti av en fraskilt rørstreng sideveis; Fig. 3 viser et oppriss av et alternativt, kjent system hvor det inngår en ledekile som er spiddet inn i et forlatt brønnrør; Fig. 4 viser et snitt-oppriss av et deflektorrør ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 5 viser et utspilt perspektiv-oppriss av en alternativ utføringsform av et deflektorrør ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 6 viser et lengdesnitt gjennom utføringsformen vist i fig. 5 ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 6A viser et ende-grunnriss av utføringsformen vist i fig. 6 ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 6B viser et detaljriss i større målestokk, delvis i snitt, av dyseopptaks-partiet til deflektorrørlegemet, vist i fig. 6A i følge foreliggende oppfinnelse; Fig. 7 viser et sideriss, delvis avskåret, av en alternativ utføringsform av de-flektorrøret ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 8 viser et skjematisk oppriss av en rørstreng som avbøyes ved hjelp av en fluidstråle ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 9 viser et skjematisk oppriss av utføringsformen vist i fig. 8 og viser dessuten en andre rørstreng nedsenket over en avbøyd rørstreng ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 10 viser et skjematisk oppriss av et par konsentriske rør som skyves inn i havbunnen ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 11 viser et oppriss av den innvendige rørstreng vist i fig. 10 som er blitt fjernet ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 12 viser et oppriss av en alternativ utføringsform med det utvendige rør vist i fig. 10 på plass under avbøyningsprosessen ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 13 viser et sideavskåret oppriss av en stråledyse-skifteanordning, med et stempel i en første stilling, ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 14 viser et sideavskåret oppriss av en alternativ utføringsform med en fallkule på plass, med et stempel i en første stilling, ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 15 viser et sideavskåret lengdesnitt av utføringsformen vist i fig. 13 med stempelet i en andre stilling ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 16 viser et sideavskåret oppriss av utføringsformen vist i fig. 15 med fallkulen utdrevet ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 17 viser et sideavskåret oppriss av utføringsformen vist i fig. 16, som dessuten viser en borkrone ifølge foreliggende oppfinnelse; Fig. 18 viser et sideavskåret oppriss av utføringsformen vist i fig. 17 med dyseskifteanordningen boret ut ifølge foreliggende oppfinnelse; og Fig. 19 viser et billedlig oppriss av en drivsko ifølge foreliggende oppfinnelse. Fig. 20 er en del av det oppriss av en alternativ utføringsform av oppfinnelsen hvor en dyse brukes i sideveggen til et lederrør, hvilket gjør at lederrøret kan bøyes direkte; og Fig. 21 er en grafisk illustrasjon som viser den resulterende avbøyning av et rør som er motsatt vektorsummen av skyvekreftene som genereres i samsvar med oppfinnelsen. Fig. 1 shows an elevation of the lower part of an offshore installation that uses the deflector device according to the present invention; Fig. 2 shows a schematic view of a known system which includes a selected part of the installation of the embodiment shown in fig. 1 with a diver and winch line in use with a view to being used to push the upper part of a separated pipe string laterally; Fig. 3 shows an elevation of an alternative, known system which includes a guide wedge which is impaled into an abandoned well pipe; Fig. 4 shows a sectional elevation of a deflector tube according to the present invention; Fig. 5 shows an expanded perspective view of an alternative embodiment of a deflector tube according to the present invention; Fig. 6 shows a longitudinal section through the embodiment shown in fig. 5 according to the present invention; Fig. 6A shows an end plan view of the embodiment shown in fig. 6 according to the present invention; Fig. 6B shows a detailed drawing on a larger scale, partly in section, of the nozzle receiving portion of the deflector tube body, shown in fig. 6A according to the present invention; Fig. 7 shows a side view, partially cut away, of an alternative embodiment of the deflector tube according to the present invention; Fig. 8 shows a schematic elevation of a pipe string which is deflected by means of a fluid jet according to the present invention; Fig. 9 shows a schematic outline of the embodiment shown in fig. 8 and also shows a second pipe string submerged over a deflected pipe string according to the present invention; Fig. 10 shows a schematic view of a pair of concentric pipes which are pushed into the seabed according to the present invention; Fig. 11 shows an elevation of the internal pipe string shown in fig. 10 which has been removed according to the present invention; Fig. 12 shows an elevation of an alternative embodiment with the external tube shown in fig. 10 in place during the deflection process according to the present invention; Fig. 13 shows a side cut elevation of a jet nozzle change device, with a piston in a first position, according to the present invention; Fig. 14 shows a side cut elevation of an alternative embodiment with a drop ball in place, with a piston in a first position, according to the present invention; Fig. 15 shows a side-cut longitudinal section of the embodiment shown in fig. 13 with the piston in a second position according to the present invention; Fig. 16 shows a side cut elevation of the embodiment shown in fig. 15 with the drop ball expelled according to the present invention; Fig. 17 shows a side cut elevation of the embodiment shown in fig. 16, which also shows a drill bit according to the present invention; Fig. 18 shows a side cut elevation of the embodiment shown in fig. 17 with the nozzle change device drilled out according to the present invention; and Fig. 19 shows a pictorial elevation of a drift shoe according to the present invention. Fig. 20 is part of the plan view of an alternative embodiment of the invention where a nozzle is used in the side wall of a guide tube, which means that the guide tube can be bent directly; and Fig. 21 is a graphical illustration showing the resulting deflection of a pipe which is opposite to the vector sum of the thrust forces generated in accordance with the invention.

NÆRMERE BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRINGSFORMER DETAILED DESCRIPTION OF PREFERRED EMBODIMENTS

Det skal forstås at den nedenstående beskrivelse kan benytte termene borestreng, rørstreng eller den mer generelle term rør (engelsk: "tubular") om hverandre uten begrensende intensjon. Det skal videre forstås at anordningen og fremgangsmåten som her er beskrevet, kan anvendes på andre rør enn borestreng, foringsrør eller produksjonsrør. It should be understood that the following description may use the terms drill string, pipe string or the more general term pipe (English: "tubular") interchangeably without limiting intent. It should also be understood that the device and the method described here can be used on pipes other than drill string, casing or production pipe.

Fig. 1 viser det nedre parti av en typisk, fast offshore-plattform. Det er velkjent innen faget at plattformkonstruksjonen står på havbunnen B, er fortrinnsvis forankret på konvensjonell måte, og har fortrinnsvis vertikalt fordelte avstivere som vist ved avstivere 1a-1d. Det er videre velkjent at plattformen omfatter en flerhet av "slisser" som én eller flere brønner kan bores gjennom. Typisk er føringshylser 15 montert på avstiverne 1a-1d og er hovedsakelig vertikalt rettet inn på linje med "slissene". Utypisk blir rør, som brukes til bore- og produksjonsoperasjoner nedsenket gjennom "slissene" og de motsvarende vertikalt innrettede føringshylser 15. Slike "slisser" og styrehylser er konvensjonelle og kjente innen dette faget. Fig. 1 shows the lower part of a typical fixed offshore platform. It is well known in the art that the platform structure stands on the seabed B, is preferably anchored in a conventional manner, and preferably has vertically distributed stiffeners as shown by stiffeners 1a-1d. It is also well known that the platform comprises a plurality of "slits" through which one or more wells can be drilled. Typically, guide sleeves 15 are mounted on the braces 1a-1d and are mainly vertically aligned in line with the "slots". Atypically, pipes used for drilling and production operations are lowered through the "slits" and the corresponding vertically aligned guide sleeves 15. Such "slits" and guide sleeves are conventional and known in the art.

Det er kjent at på grunn av plassbegrensninger på plattformen 1, er antall "slisser" begrenset. Det er videre kjent at hvis et brønnhull, som svarer til en spesiell "slisse" og dens vertikalt innrettede føringshylser 15 blir ubrukelige, vil også "slissen" bli ubrukelig såfremt ikke rørstrengen, som skal nedsenkes gjennom den ubrukelige "slisse" kan avbøyes, fra en hovedsakelig vertikal stilling for å posisjonere et nytt brønnhull nær det ubrukelige brønnhull. Det er videre kjent innen faget at et brønnhull blir ubrukelig av ulike grunner, innbefattende, men ikke begrenset til, at den eksisterende brønn er tom, eller fastkjørte rør eller verktøy, ugunstige borehullsforhold, og liknende. I et ubrukelig brønnhull blir rørene typisk avskåret under havbunnsnivå og avskrevet med hensyn til bore- og/eller produksjonsoperasjoner. Etter at det ubrukelige brønnhull er avskrevet, blir typisk alle rør fjernet fra den tilsvarende "slisse" og dens vertikalt innrettede føringshylser 15. Følgelig er "slissen" bare ubrukelig med sikte på anvendelse av en hovedsakelig vertikal rørstreng. It is known that due to space limitations on platform 1, the number of "slots" is limited. It is further known that if a wellbore, which corresponds to a special "slit" and its vertically aligned guide sleeves 15 become unusable, the "slit" will also become unusable unless the pipe string, which is to be lowered through the unusable "slit", can be deflected from a substantially vertical position to position a new wellbore near the useless wellbore. It is further known in the art that a wellbore becomes unusable for various reasons, including, but not limited to, the existing well being empty, or jammed pipes or tools, unfavorable borehole conditions, and the like. In an unusable wellbore, the pipes are typically cut off below seabed level and written off with regard to drilling and/or production operations. After the useless wellbore is decommissioned, typically all tubing is removed from the corresponding "slot" and its vertically aligned guide sleeves 15. Accordingly, the "slot" is useless only for the purpose of using a substantially vertical pipe string.

Idet det fremdeles vises til fig. 1, skal det bemerkes at når en "slisse" skal gjenopprettes, blir en ny rørstreng 2 nedsenket gjennom den spesielle "slisse" og må avbøyes, i en hovedsakelig horisontal retning, for å føres utenom det ubrukelige brønnhull. Ifølge den foreliggende anordning blir denne avbøyning fortrinnsvis oppnådd ved å anvende et strålerør 3b som nærmere beskrevet nedenfor. Fig. 2 og 3 viser et par kjente systemer med sikte på å prøve å oppnå den nødvendige rørstreng-avbøyning for gjenopprettelse av "slissen". Fig. 2 viser bruk av en dykker 4B for å feste en vinsjline eller kabel 4a til plattformen 1 i et forsøk på å avbøye et rør 5 i en hovedsakelig horisontal retning. En trinse 4 er festet til plattformen 1. Linen 4a er huket rundt røret 5 og trinsen 4 og fører til overflaten og en vinsj på plattformen. Denne metode for avbøyning av en rørstreng oppviser imidlertid flere problemer innbefattende den anstendighet at undervanns-dykkeoperasjoner nødvendigvis er risikable og værforhold må være godtakbare for at dykkere skal kunne operere. Derfor blir prosedyren ofte utsatt under ugunstige værforhold, hvilket fører til uforutsette forsinkelser av offshore-operasjonene. Fig. 3 viser bruk av en ledekile 6 som typisk er spiddet inn i toppen av et eksisterende rør EP som er blitt avskåret under havbunnsnivå. Ledekile-overflaten eller -trauet 6b virker til å lede og avbøye den nedløpende rørstreng 5 horisontalt. Denne fremgangsmåte for avbøyning av en rørstreng oppviser imidlertid også flere problemer innbefattende vanskeligheter med å stikke ledekilen inn i det eksisterende rør og muligheten for at ledekilen vil bli fastkjørt i slammet og fastne for tidlig og atskilles fra rørstrengen. Fig. 4-7 viser utføringsformer av deflektorrøret 3b, ifølge den foreliggende oppfinnelse. Fig. 4 viser grunnkonstruksjonen og virkemåten til deflektorrøret 3b. Fortrinnsvis har deflektorrøret 3b en lukket ende 19. Det skal imidlertid forstås at deflektorrøret 3b ikke trenger å være plassert ved den nederste ende av rør-strengen 3, vist i fig. 1. Deflektorrøret 3b kan være plassert oppe i hullet eller bak ytterligere rørstykker eller anordninger (fig. 7). Det skal imidlertid også forstås at deflektorrøret 3 kan omfatte ulike topp- og bunn-tilkoplinger, så som, men ikke begrenset til, henholdsvis muffe- og tapp-tilkoplinger, og da må den lukkede ende 19 være en separat konstruksjon festet til deflektorrøret 3b ved hjelp av gjenge-feste, sveising eller enhver annen innretning for konvensjonell fastgjøring eller kan være plassert nedihulls for deflektorrøret 3b. While still referring to fig. 1, it should be noted that when a "slit" is to be restored, a new string of tubing 2 is sunk through the particular "slit" and must be deflected, in a substantially horizontal direction, to be routed outside the useless wellbore. According to the present device, this deflection is preferably achieved by using a jet pipe 3b as described in more detail below. Figs 2 and 3 show a couple of known systems with the aim of trying to achieve the required pipe string deflection to restore the "slit". Fig. 2 shows the use of a diver 4B to attach a winch line or cable 4a to the platform 1 in an attempt to deflect a pipe 5 in a generally horizontal direction. A pulley 4 is attached to the platform 1. The line 4a is hooked around the pipe 5 and the pulley 4 and leads to the surface and a winch on the platform. However, this method of deflecting a pipe string presents several problems including the caveat that underwater diving operations are necessarily risky and weather conditions must be acceptable for divers to operate. Therefore, the procedure is often postponed during unfavorable weather conditions, which leads to unforeseen delays of the offshore operations. Fig. 3 shows the use of a guide wedge 6 which is typically impaled into the top of an existing pipe EP which has been cut off below seabed level. The guide wedge surface or trough 6b acts to guide and deflect the descending pipe string 5 horizontally. However, this method of deflecting a pipe string also presents several problems including difficulties in inserting the guide wedge into the existing pipe and the possibility that the guide wedge will become stuck in the mud and become stuck prematurely and separate from the pipe string. Fig. 4-7 show embodiments of the deflector tube 3b, according to the present invention. Fig. 4 shows the basic construction and operation of the deflector tube 3b. Preferably, the deflector tube 3b has a closed end 19. However, it should be understood that the deflector tube 3b does not need to be located at the bottom end of the tube string 3, shown in fig. 1. The deflector pipe 3b can be located up in the hole or behind further pipe pieces or devices (fig. 7). However, it should also be understood that the deflector tube 3 can include various top and bottom connections, such as, but not limited to, socket and pin connections respectively, and then the closed end 19 must be a separate construction attached to the deflector tube 3b by using threaded fastening, welding or any other device for conventional fastening or can be located downhole for the deflector tube 3b.

Fortrinnsvis kan pumper eller andre fluid-drivanordninger, så som rigg-pumpene, skyve eller drive sjøvann eller annet fluid inn i rørstrengen 3 i den generelle retning antydet med pilen 17. Valg av fluidet som pumpes inn i rørstrengen 3 kan avhenge av omgivelsene, særlig omgivelsene som fluidet vil bli tømt ut i. Fortrinnsvis blir sjøvannet, eller annet fluid, pumpet gjennom rørstrengen 3 og inn i deflektorrøret 3b. Preferably, pumps or other fluid-driving devices, such as the rig pumps, can push or drive seawater or other fluid into the pipe string 3 in the general direction indicated by the arrow 17. The choice of the fluid that is pumped into the pipe string 3 can depend on the environment, in particular the surroundings into which the fluid will be discharged. Preferably, the seawater, or other fluid, is pumped through the pipe string 3 and into the deflector pipe 3b.

Fortrinnsvis er en stråledyse 3b2 plassert i deflektorrørets 3b sidevegg og vil utgjøre utløpet for sjøvannet eller annet fluid som pumpes gjennom deflektor-røret 3b. Når fluidet strømmer ut gjennom dysen 3b2 vil det frembringe en fluidstråle 3b1. Fluidstrålen 3b1 vil i sin tur fortrinnsvis frembringe en skyvekraft 3b3. Det skal forstås at størrelsen av trykket i rørstrengens 3 boring og dysens 3b2 størrelse vil innvirke på størrelsen av skyvekraften 3b3, som i sin tur hovedsakelig bestemmer størrelsen av rørstrengens 3 avbøyning. Fagkyndige på området vil innse at dysen 3b2 typisk er en kommersielt tilgjengelig artikkel og finnes i mange ulike størrelser. Imidlertid skal bruk av ikke-kommersielle eller ikke-konvensjonelle dysestørrelser ikke anses som en begrensning av den foreliggende anordning eller fremgangsmåte. Preferably, a jet nozzle 3b2 is placed in the side wall of the deflector tube 3b and will form the outlet for the seawater or other fluid that is pumped through the deflector tube 3b. When the fluid flows out through the nozzle 3b2, it will produce a fluid jet 3b1. The fluid jet 3b1 will in turn preferably produce a thrust force 3b3. It should be understood that the size of the pressure in the bore of the pipe string 3 and the size of the nozzle 3b2 will affect the size of the thrust force 3b3, which in turn mainly determines the size of the deflection of the pipe string 3. Those skilled in the art will realize that the nozzle 3b2 is typically a commercially available article and is available in many different sizes. However, the use of non-commercial or non-conventional nozzle sizes should not be considered a limitation of the present device or method.

Fig. 5 viser ytterligere detalj av deflektorrøret 3b som fortrinnsvis omfatter et deflektorrørlegeme 16, dyse 3b2, O-ring 18, og holdering 20. Det skal forstås at Fig. 5 shows further detail of the deflector tube 3b which preferably comprises a deflector tube body 16, nozzle 3b2, O-ring 18, and retaining ring 20. It should be understood that

dysen 3b2, O-ringen 18 og holderingen 20, uansett hvorvidt kommersielt tilgjenge-lige eller spesialfremstilt for en spesiell anvendelse, er kjent innen faget og ikke vil bli beskrevet nærmere her. Fig. 6 og 6A viser henholdsvis lengdesnitt og enderiss av deflektorrørlegemet 16. Åpning 22 er fortrinnsvis maskineri i veggen til deflek-torrørlegemet 16 for å oppta dysen 3b2. Fig. 6B er et riss i større målestokk av åpningen 22 i veggen til deflektorrørlegemet 16. the nozzle 3b2, the O-ring 18 and the retaining ring 20, regardless of whether commercially available or specially manufactured for a particular application, are known in the art and will not be described in more detail here. Fig. 6 and 6A respectively show a longitudinal section and an end view of the deflector tube body 16. Opening 22 is preferably machinery in the wall of the deflector tube body 16 to accommodate the nozzle 3b2. Fig. 6B is an enlarged view of the opening 22 in the wall of the deflector tube body 16.

Fig. 7 viser en alternativ utføringsform av oppfinnelsen, der deflektorrøret 3b er installert bak eller ovenfor en overgang 13 beliggende ved enden av rør-strengen 3. Overgangen 13 er fortrinnsvis plugget ved sin nedre ende 14 for å la fluid og trykk, i borestrengen eller rørstrengen 3, strømme ut gjennom dysen 3b2. Som vist passerer føringsrøret 3 ved siden av en brofag-avstiver 7 som er anordnet på utsiden av føringshylsen 15 som det ubrukelige brønnhull er tilknyttet gjennom. Føringshylsen 15 befinner seg på den nederste horisontale riggavstiver 1d vist i fig. 1. Fig. 7 shows an alternative embodiment of the invention, where the deflector pipe 3b is installed behind or above a transition 13 located at the end of the pipe string 3. The transition 13 is preferably plugged at its lower end 14 to allow fluid and pressure, in the drill string or the tube string 3, flow out through the nozzle 3b2. As shown, the guide pipe 3 passes next to a bridge girder brace 7 which is arranged on the outside of the guide sleeve 15 through which the unusable wellbore is connected. The guide sleeve 15 is located on the bottom horizontal rig brace 1d shown in fig. 1.

Ved gjenopprettelse av en "slisse", blir en borestreng eller rørstreng 3 fortrinnsvis nedsenket gjennom "slissen" som skal gjenopprettes, og minst noen av dens tilsvarende, vertikalt innrettede føringshylser 15, til et punkt omtrent tre til fire fot over havbunnen. Det skal forstås at måldybden kan variere avhengig av flere faktorer som innbefatter, men ikke er begrenset til, den totale havdybde, strøm-ningshastigheter, størrelsen av ønsket avbøyning og størrelsen/vekten avførings-strengen. Det skal således forstås at ved ugunstige forhold kan det være nødven-dig å innlede avbøyningen av rørstrengen 3 tidligere eller senere (dvs. fjernere eller nærmere sjøbunnen) for å oppnå den ønskede avbøyning eller for å unngå andre gjenstander så som, men ikke begrenset til, andre borestrenger, eller andre borerelaterte operasjoner. Rørstrengens 3 posisjon kan så verifiseres ved hjelp av en måleanordning så som et gyroskop. Rørstrengen 3 blir så fortrinnsvis avbøyd ved å aktivere et deflektorrør 3b som fortrinnsvis er festet til enden av rør-strengen 3. In restoring a "slot", a drill string or pipe string 3 is preferably sunk through the "slot" to be restored, and at least some of its corresponding vertically aligned guide casings 15, to a point about three to four feet above the seabed. It should be understood that the target depth may vary depending on several factors including, but not limited to, the total sea depth, current velocities, the size of the desired deflection and the size/weight of the discharge string. It should thus be understood that in unfavorable conditions it may be necessary to initiate the deflection of the pipe string 3 earlier or later (i.e. farther or closer to the seabed) in order to achieve the desired deflection or to avoid other objects such as, but not limited to , other drill strings, or other drilling-related operations. The position of the pipe string 3 can then be verified using a measuring device such as a gyroscope. The pipe string 3 is then preferably deflected by activating a deflector pipe 3b which is preferably attached to the end of the pipe string 3.

Fig. 8 viser rørstrengen 3 idet den avbøyes ved hjelp av side-skyvekraften 3b3 som frembringes av fluidstrålen 3b1. Fig. 8 viser et ubrukelig brønnhull 21 (idet brønnhullet 21 er ubrukelig som ovenfor beskrevet). Avbøyningen av rør-strengen 3, som fortrinnsvis virker til å føre rørstrengen 3 forbi i det minste den nederste føringshylsen 15 og et ubrukelig brønnhull 21, for derved å gjenopprette den tidligere ubrukelige "slisse" tilknyttet dens vertikalt innrettede føringshylse 15 og ubrukelige brønnhull 21. Fig. 8 shows the pipe string 3 as it is deflected by means of the side thrust force 3b3 produced by the fluid jet 3b1. Fig. 8 shows an unusable wellbore 21 (since the wellbore 21 is unusable as described above). The deflection of the pipe string 3, which preferably acts to lead the pipe string 3 past at least the lowermost guide sleeve 15 and an unusable wellbore 21, thereby restoring the previously unusable "slot" associated with its vertically aligned guide sleeve 15 and unusable wellbore 21.

Etter at rørstrengen 3 er blitt innført eller spiddet inn i slam- eller sjøbunnen B (fig. 9) blir sjøvann-pumpingen avbrutt og målinger tatt for å verifisere posisjonen til den avbøyde borestreng eller rørstreng 3. Rørstrengen 3 kan så senkes ytterligere ned inntil den fortrinnsvis bærer sin egen vekt aksialt. Det skal forstås at rørstrengen 3 vil hovedsakelig synke gjennom slam- eller sedimentbunnen på grunn av sin egen vekt. Det skal forstås at når borerøret eller rørstrengen 3 senkes videre ned i sjøbunnen B, vil den fortrinnsvis opprettholde sin avbøyde stilling og ikke skifte i en horisontal retning til sin forut-avbøyde, vertikalt innrettede stilling. Rørstrengen 3 kan så frakoples ved rotasjonsbordet (ikke vist) på plattformen, idet det gjenstår en stump som rager ut gjennom rotasjonsdekket (ikke vist). Et annet rør eller en rørstreng 2 (fig. 9) kan så nedsenkes over den avbøyde rørstreng 3. Fig. 9 viser drivrøret eller rørstrengen 2 installert, fortrinnsvis skjøvet over den avbøyde rørstreng 3. Fig. 9, 10 og 12 viser rørstrengen 2 og den avbøyde rør-streng 3 i et hovedsakelig konsentrisk forhold. Dette er imidlertid valgfritt, ettersom den for å opprettholde et hovedsakelig konsentrisk forhold vil være nødvendig å bruke en eller annen form for sentreringsanordning (ikke vist), så som en konvensjonell rør-sentreringsenhet. Den avbøyde rørstreng 3 virker fortrinnsvis som en føringsstreng for å avbøye rørstrengen 2 etter hvert som den nedsenkes, over det avbøyde rør eller rørstrengen 3, til sjøbunnen B. Rørstrengen 2 vil fortrinnsvis bli presset inn i slammet under havbunnsnivå som vist i fig. 10. Rørstrengen 3 kan så trekkes tilbake fra innsiden av røret eller rørstrengen 2, som vist i fig. 11. Det skal forstås at leder-broavstiveren 7 også kan bistå ved forskyvningsinnrettingen av drivrøret eller rørstrengen 2. Leder-broavstiveren 7 vil fortrinnsvis bidra ved å hindre at drivrøret eller rørstrengen 2 beveges i en hovedsakelig horisontal retning mot det ubrukelige brønnhull 21. Fig. 12 viser en alternativ utføringsform lik den som er vist i fig. 8, bortsett fra at både rørstrengen 3, med deflektorrøret 3b og rørstrengen 2, er installert / nedsenket sammen til en ønsket posisjon over sjøbunnen B. Det skal forstås at rørstrengen 3 er installert/nedsenket mens den er plassert i rørstrengens 2 boring. Som ovenfor beskrevet, kan pumper aktiveres for å bevirke strømming gjennom fluidstrålen 3b1 og derved frembringe en sidebelastning 3b3 og avbøye både rør-strengen 3 og rørstrengen 2. Når de er avbøyd, kan både rørstrengen 3 og rør-strengen 2 slippes / innføres i slammet for å sikre den avbøyde posisjon. Videre, som vist i fig. 11, kan den indre rørstreng 3 trekkes tilbake fra den indre boring i drivrøret eller rørstrengen 2. Fig. 13-18 viser en annen utføringsform av et deflektorrør 3b. Denne utfør-ingsform vil fortrinnsvis tillate deflektorrøret å avbøye rørstrengen, som beskrevet ovenfor, og deretter omlede strålestrømmen fra en sidedyse til en bunndyse eller -åpning for å bistå til innsettingen av borerøret eller rørstrengen 3 i sjøbunnen 3 eller "prelle" av andre obstruksjoner. Fig. 13 viser dyseomstillingsapparatet 23 som kan være opptatt i en rørseksjon 8. Det skal bemerkes at rørseksjonen 8 kan være festet til enden av rørstrengen 3, et rør, eller annet verktøy eller rørdel etter behov, på samme måte som den til deflektorrøret 3b som ovenfor beskrevet. Fortrinnvis omfatter dyseomstillingsapparatet 23 et borbart materiale slik at dyseomstillingsapparatet 23 ikke vil begrense ytterligere boreoperasjoner. Det skal bemerkes at dyseomstillingsapparatet 23 kan brukes som del av en føringsstreng, hvor en større rørstreng installeres over det, eller apparatet 23 kan benyttes til å føre og avbøye det større rør. Idet det fremdeles vises til fig. 13, omfatter dyseomstillingsapparatet en føring 8b som fortrinnsvis er utformet til å føre (styre) stempelet 9. I dets første posisjon, isolerer stempelet 9 boringen 8a i rørseksjonen 8 fra et nedre hulrom 12. Stempelet 9 omfatter fortrinnsvis et antall spor 9c, anordnet rundt stempelet 9, som kan komme i inngrep med motsvarende ribber 8d anordnet rundt den innvendige omkrets av rørseksjonens 8 nedre parti. Inngrepet mellom ribbene 8d og sporene 9c vil fortrinnsvis hindre rotasjon av stempelet 9 når det er nødvendig å bore ut dyseomstillingsapparatet 23 (se fig. 16-17). Det nederste parti av rørseksjonen 8 omfatter fortrinnsvis en ende 8c som fortrinnsvis har en åpning 8f som kan være sirkulær eller ikke-sirkulær, etter ønske. After the pipe string 3 has been inserted or impaled into the mud or sea bed B (fig. 9), the seawater pumping is interrupted and measurements are taken to verify the position of the deflected drill string or pipe string 3. The pipe string 3 can then be lowered further until it preferably carries its own weight axially. It should be understood that the pipe string 3 will mainly sink through the mud or sediment bottom due to its own weight. It should be understood that when the drill pipe or pipe string 3 is further lowered into the seabed B, it will preferably maintain its deflected position and not shift in a horizontal direction to its pre-deflected, vertically aligned position. The pipe string 3 can then be disconnected at the rotary table (not shown) on the platform, as there remains a stump that protrudes through the rotary deck (not shown). Another pipe or a pipe string 2 (Fig. 9) can then be lowered over the deflected pipe string 3. Fig. 9 shows the drive pipe or pipe string 2 installed, preferably pushed over the deflected pipe string 3. Figs. 9, 10 and 12 show the pipe string 2 and the deflected tube strand 3 in a substantially concentric relationship. However, this is optional, as in order to maintain a substantially concentric relationship it will be necessary to use some form of centering device (not shown), such as a conventional tube centering unit. The deflected pipe string 3 preferably acts as a guide string to deflect the pipe string 2 as it is lowered, over the deflected pipe or pipe string 3, to the seabed B. The pipe string 2 will preferably be pressed into the mud below seabed level as shown in fig. 10. The pipe string 3 can then be pulled back from the inside of the pipe or pipe string 2, as shown in fig. 11. It should be understood that the conductor-bridge brace 7 can also assist with the displacement alignment of the drive pipe or pipe string 2. The conductor-bridge brace 7 will preferably contribute by preventing the drive pipe or pipe string 2 from being moved in a mainly horizontal direction towards the unusable wellbore 21. Fig. 12 shows an alternative embodiment similar to that shown in fig. 8, except that both the pipe string 3, with the deflector pipe 3b and the pipe string 2, are installed/submerged together to a desired position above the seabed B. It should be understood that the pipe string 3 is installed/submerged while it is placed in the pipe string 2 bore. As described above, pumps can be actuated to cause flow through the fluid jet 3b1 thereby producing a side load 3b3 and deflecting both the pipe string 3 and the pipe string 2. Once deflected, both the pipe string 3 and the pipe string 2 can be released/introduced into the slurry to secure the deflected position. Furthermore, as shown in fig. 11, the inner pipe string 3 can be pulled back from the inner bore in the drive pipe or pipe string 2. Figs. 13-18 show another embodiment of a deflector pipe 3b. This embodiment will preferably allow the deflector pipe to deflect the pipe string, as described above, and then redirect the jet stream from a side nozzle to a bottom nozzle or opening to assist in the insertion of the drill pipe or pipe string 3 into the seabed 3 or "bouncing" off other obstructions. Fig. 13 shows the nozzle switching apparatus 23 which can be occupied in a pipe section 8. It should be noted that the pipe section 8 can be attached to the end of the pipe string 3, a pipe, or other tool or pipe part as required, in the same way as that of the deflector pipe 3b which described above. Preferably, the nozzle switching device 23 comprises a drillable material so that the nozzle switching device 23 will not restrict further drilling operations. It should be noted that the nozzle switching apparatus 23 can be used as part of a guide string, where a larger pipe string is installed above it, or the apparatus 23 can be used to guide and deflect the larger pipe. While still referring to fig. 13, the nozzle switching device comprises a guide 8b which is preferably designed to guide (guide) the piston 9. In its first position, the piston 9 isolates the bore 8a in the pipe section 8 from a lower cavity 12. The piston 9 preferably comprises a number of grooves 9c, arranged around the piston 9, which can engage with corresponding ribs 8d arranged around the inner circumference of the tube section 8's lower part. The engagement between the ribs 8d and the grooves 9c will preferably prevent rotation of the piston 9 when it is necessary to drill out the nozzle adjustment device 23 (see fig. 16-17). The lower part of the pipe section 8 preferably comprises an end 8c which preferably has an opening 8f which may be circular or non-circular, as desired.

Stempelet 9 er fortrinnsvis utformet med en sentral kanal 9a som er boret i en hovedsakelig lengderetning og som skjærer en tverrboring 9b som strekker seg gjennom stempelet 9 i en hovedsakelig radial retning. I den første posisjon er stempelet 9 løsbart festet slik at tverrboringen 9b står i fluidforbindelse med dysen 8e. Det skal forstås at stempelet 9b kan holdes i den første posisjon ved hjelp av forskjellige festeinnretninger innbefattende, men ikke begrenset til, skjærskruer, settskruer, ribber, bruddstøtter, pinner, nagler, skruer, bolter, spesielle toleranse-pasninger eller forskjellige andre konvensjonelle fastholdingsmidler. The piston 9 is preferably designed with a central channel 9a which is drilled in a mainly longitudinal direction and which intersects a transverse bore 9b which extends through the piston 9 in a mainly radial direction. In the first position, the piston 9 is releasably attached so that the transverse bore 9b is in fluid connection with the nozzle 8e. It should be understood that the piston 9b may be held in the first position by various fasteners including, but not limited to, shear screws, set screws, ribs, fracture supports, pins, rivets, screws, bolts, special tolerance fits, or various other conventional fasteners.

Som med deflektorrøret 3b, blir fortrinnsvis et fluid, så som sjøvann, pumpet inn i dyseomstillingsapparatet 23 for å aktivere strålestrømmen J1 ved å pumpe eller drive fluidet gjennom dysen 8e. Det skal forstås at fluidet pumpes gjennom røret eller rørstrengen som strekker seg fra rørseksjonen 8 til boreriggen eller annen borekonstruksjon. Når fluidet pumpes gjennom boringen 8a i rørseksjonen 8, vil det fortrinnsvis strømme inn i den sentral kanal 9a, bevege seg inn i tverrboringen 9b, og strømme ut gjennom dysen 8e for å frembringe strålen J1. Strålen J1 vil fortrinnsvis frembringe en skyvekraft på samme måte som strålen 3b1 og derved bringe røret 8 og en eventuelt tilfestet rørstreng til å avbøyes i en retning hovedsakelig motsatt dysen 8e. As with the deflector tube 3b, preferably a fluid, such as seawater, is pumped into the nozzle switching apparatus 23 to activate the jet stream J1 by pumping or driving the fluid through the nozzle 8e. It should be understood that the fluid is pumped through the pipe or pipe string that extends from the pipe section 8 to the drilling rig or other drilling structure. When the fluid is pumped through the bore 8a in the pipe section 8, it will preferentially flow into the central channel 9a, move into the transverse bore 9b, and flow out through the nozzle 8e to produce the jet J1. The jet J1 will preferably produce a thrust force in the same way as the jet 3b1 and thereby cause the pipe 8 and any attached pipe string to be deflected in a direction mainly opposite the nozzle 8e.

Når den ønskede avbøyning er oppnådd og/eller det er ønskelig å skifte operasjon fra sidedysen 8e til bunndysen eller -åpningen 8f, slippes en kule 10 eller annen stopper fortrinnsvis ned gjennom boringen i røret, festet til rørseksjo-nen 8, for å lukke kanalen 9a som vist i fig. 14. Idet sjøvann fortsatt pumpes inn i boringen 8a, bygges trykket opp mot toppen av stempelet 9 og presser fortrinnsvis stempelet 9 nedover til en andre posisjon som vist i fig. 15. Det skal bemerkes at trykkøkingen, som fortrinnsvis skjer på grunn av at kulen eller stopperen 10 blokk-erer kanalen 9a, vil avskjære eller avbryte enhver støtte som holder stempelet 9 i dets opprinnelige posisjon og således tillate dets nedadbevegelse. Etter at stempelet 9 beveger seg fra den første posisjon, vil tverrboringen 9b ikke lenger kommu-nisere med dysen 8e. I den andre posisjon vil tverrboringen 9b fortrinnsvis være åpen til hulrommet 12. When the desired deflection is achieved and/or it is desired to switch operation from the side nozzle 8e to the bottom nozzle or opening 8f, a ball 10 or other stopper is preferably dropped through the bore in the pipe, attached to the pipe section 8, to close the channel 9a as shown in fig. 14. As seawater is still pumped into the bore 8a, the pressure builds up towards the top of the piston 9 and preferably pushes the piston 9 downwards to a second position as shown in fig. 15. It should be noted that the increase in pressure, which preferably occurs due to the ball or stopper 10 blocking the channel 9a, will cut off or interrupt any support holding the piston 9 in its original position and thus allow its downward movement. After the piston 9 moves from the first position, the transverse bore 9b will no longer communicate with the nozzle 8e. In the second position, the transverse bore 9b will preferably be open to the cavity 12.

Etter at stempelet 9 har beveget seg til den andre posisjon, blir trykket i boringen 8a ytterligere øket for å pumpe kulen 10 gjennom den sentrale kanal 9a og tverrboringen 9b for å tillate strømming gjennom bunnhullet 8f. Det skal forstås at kulen 10 kan bestå av ulike materialer innbefattende men ikke begrenset til, elastomer, plast eller brytbare materialer, slik at kulen 10 kan deformeres eller briste for å kunne passere gjennom den sentral kanal 9a, tverrboringen 9b, og inn i det nedre hulrom 12. Etter at kulen 10 er skjøvet ut av stempelet 9, som vist i fig. 16, vil enhver strømming gjennom boringen 8a fortrinnsvis være rettet gjennom bunnhullet 8f for å bistå til å redusere forstyrrelse fra slam og sediment som fortrinnsvis løsnes eller fjernes av strømmingen gjennom bunnhullet 8f. Det skal bemerkes at bunnhullet 8f også kan være utformet til å oppta en dyse, så som 8e eller 3b1 for å gi en kraftigere strålestrøm for å minske forstyrrelsen. After the piston 9 has moved to the second position, the pressure in the bore 8a is further increased to pump the ball 10 through the central channel 9a and the cross bore 9b to allow flow through the bottom hole 8f. It should be understood that the ball 10 can be made of various materials including, but not limited to, elastomer, plastic or breakable materials, so that the ball 10 can be deformed or ruptured to be able to pass through the central channel 9a, the cross bore 9b, and into the lower cavity 12. After the ball 10 has been pushed out of the piston 9, as shown in fig. 16, any flow through the bore 8a will preferably be directed through the bottom hole 8f to assist in reducing disturbance from mud and sediment which is preferably loosened or removed by the flow through the bottom hole 8f. It should be noted that the bottom hole 8f can also be designed to accommodate a nozzle, such as 8e or 3b1 to provide a stronger jet stream to reduce interference.

Fig. 17 viser en utføringsform hvor rørseksjonens 8 innvendige komponen-ter og den tilfestede rørstreng er klare til å bores ut for påfølgende aktivitet. En frese- eller boreenhet 11, som på vanlig måte kan kjøres på en borestreng, omfatter minst én skjærinnsats 11a. Fagkyndige på området vil forstå at en konvensjonell frese- eller boreenhet 11 fortrinnsvis vil bore eller frese ut hovedsakelig alt materiale som er festet til rørets 8 innvendige diameter. Fig. 18 viser rørstrengen eller røret 8 etter at boreoperasjonen er blitt utført. Typisk kan sidedysen 8e forbli uplugget. Fig. 17 shows an embodiment where the pipe section's 8 internal components and the attached pipe string are ready to be drilled out for subsequent activity. A milling or drilling unit 11, which can normally be driven on a drill string, comprises at least one cutting insert 11a. Those skilled in the art will understand that a conventional milling or drilling unit 11 will preferably drill or mill out essentially all material attached to the tube 8 internal diameter. Fig. 18 shows the pipe string or pipe 8 after the drilling operation has been carried out. Typically, the side nozzle 8e can remain unplugged.

Med henvisning til fig. 19 og 20, vil den nedre ende av drivrøret eller rør-strengen 2 fortrinnsvis omfatte en drivsko 26 som kan være utformet i ett stykke med den nedre seksjon av drivrøret eller rørstrengen 2 eller kan være en separat drivsko festet til den nederste seksjon av drivrøret eller rørstrengen 2. Det skal bemerkes at fastgjøringen av drivskoen 26 er velkjent innen faget og vil ikke bli nærmere beskrevet her. Det skal forstås at selv om de her illustrerte utførings-former viser den nederste ende av rørstrengen 2 med en vinkelformet ende, skal formen ikke anses som begrensning. Mange forskjellige andre ende-utforminger kan inngå i omfanget av denne oppfinnelse, da enden virker til å lette inntrengning i sjøbunnen B og bistå med å føre rørstrengen 2 forbi obstruksjoner når den nedsenkes fra riggen til sjøbunnen B. With reference to fig. 19 and 20, the lower end of the drive pipe or pipe string 2 will preferably comprise a drive shoe 26 which may be formed in one piece with the lower section of the drive pipe or pipe string 2 or may be a separate drive shoe attached to the bottom section of the drive pipe or the pipe string 2. It should be noted that the fixing of the drive shoe 26 is well known in the art and will not be described in more detail here. It should be understood that even if the embodiments illustrated here show the lower end of the pipe string 2 with an angular end, the shape should not be considered a limitation. Many different other end designs may be included within the scope of this invention, as the end acts to facilitate penetration into the seabed B and assist in guiding the pipe string 2 past obstructions as it is lowered from the rig to the seabed B.

Som vist i fig. 19, kan en utføringsform av drivskoen 26 omfatte et skråskjær 28, en massiv bunnende 35 og et hull 34 som er forskjøvet fra skoens 26 langsgående midtlinje. Den massive bunn 35 kan være en plugg, en kapsel, en formstøpt (molded) kapsel, en sveiset ende, eller annet ønsket lukkeelement. Fortrinnsvis vil den massive bunn 35 bestå av et lett borbart, oppbrytbart, eller på annen måte fjernbart materiale, f.eks. polyetylen med høy densitet. Hullet 34 tillater deflektorrøret 3b, og eventuelle tilfestede rør å passere gjennom når røret 2 med større diameter senkes over røret 2 med større diameter senkes over borestrengen eller rørstrengen 3. Skråskjæret 28 tillater fortrinnsvis lederrøret 2 å "prelle" av og ikke henge seg opp i leder-broavstiveren 7 (fig. 8), eller andre rør-strenger, eller annet bore- og produksjonsutstyr hvis det skulle komme i kontakt med den. Det skal bemerkes at når drivskoen 26 innledningsvis kommer i kontakt med leder-broavstiveren 7, andre rørstrenger, eller annet bore- og produksjonsutstyr, vil en punktkraft utøves på drivskoen 6 fra kontakten. Hullet 34 er fortrinnsvis utformet slik at posisjonen til lederrøret eller rørstrengen 2 i forhold til borerøret eller rørstrengen 3 kan styres. Fortrinnsvis vil drivskoen 26 på lederrøret eller rør-strengen 2 effektivt "skrense" av leder-broavstiveren 7 med liten motstand og la rørstrengen 2 trenge inn i sjøbunnen B. As shown in fig. 19, an embodiment of the driving shoe 26 may comprise a beveled edge 28, a massive bottom 35 and a hole 34 which is offset from the shoe 26's longitudinal centreline. The massive base 35 can be a plug, a capsule, a molded capsule, a welded end, or other desired closing element. Preferably, the massive base 35 will consist of an easily drillable, breakable or otherwise removable material, e.g. high density polyethylene. The hole 34 allows the deflector pipe 3b, and any attached pipes to pass through when the larger diameter pipe 2 is lowered over the drill string or the pipe string 3. The bevel 28 preferably allows the guide pipe 2 to "bounce" off and not hang up in the conductor bridge brace 7 (fig. 8), or other pipe strings, or other drilling and production equipment should it come into contact with it. It should be noted that when the drive shoe 26 initially comes into contact with the leader-bridge brace 7, other pipe strings, or other drilling and production equipment, a point force will be exerted on the drive shoe 6 from the contact. The hole 34 is preferably designed so that the position of the conductor pipe or pipe string 2 in relation to the drill pipe or pipe string 3 can be controlled. Preferably, the drive shoe 26 on the conductor pipe or pipe string 2 will effectively "skip" off the conductor bridge brace 7 with little resistance and allow the pipe string 2 to penetrate into the seabed B.

Som videre vist i fig. 19, omfatter en utføringsform av drivskoleddet 26 fortrinnsvis et skråskjær 28 med forsterkningsmateriale 30 på langenden for å hindre krumming av spissen 32. Resten av drivskoen er fortrinnvis fremstilt av stål eller annet ikke-borbart materiale. Skråskjæret 28 kan omfatte ulike vinkler avhengig av faktorer så som, men ikke begrenset til, avstanden til andre føringshylser 15 As further shown in fig. 19, an embodiment of the driving shoe joint 26 preferably comprises a beveled edge 28 with reinforcement material 30 on the long end to prevent curvature of the tip 32. The rest of the driving shoe is preferably made of steel or other non-drillable material. The bevel cut 28 may comprise different angles depending on factors such as, but not limited to, the distance to other guide sleeves 15

(fig. 1), andre borestrenger, foringsrør, rørstrenger, verktøyskjøter, rør og andre borerelaterte operasjoner. (Fig. 1), other drill strings, casing, pipe strings, tool joints, pipe and other drilling related operations.

Det skal forstås at drivskoen 26, med skråskjæret 28, også kan benyttes til å unngå kollisjoner med andre rørstenger på samme måte som den ovenfor be-skrevne "prelle"-effekt. Videre kan kombinasjonen av drivskoen 26, med skråskjæret 28, og føringsstrengen 3, i likhet med utføringsformen vist i fig. 12, benyttes til å unngå kollisjoner ved aktivering av fluidstrålen 3b1 i sammenheng med skråskjærets 28 "prelle"-operasjon. Det skal også bemerkes at når det er ønskelig, kan fluid også føres gjennom boringen i skoen 26, slik at fluidet, når det strømmer ut gjennom hullet 34, kan bistå til å bevege drivskoen gjennom det bløtere sediment og slam. It should be understood that the drive shoe 26, with the beveled edge 28, can also be used to avoid collisions with other pipe rods in the same way as the above-described "bouncing" effect. Furthermore, the combination of the drive shoe 26, with the bevel cutting edge 28, and the guide string 3, similar to the embodiment shown in fig. 12, is used to avoid collisions when activating the fluid jet 3b1 in connection with the bevel cutter 28's "bouncing" operation. It should also be noted that when desired, fluid can also be passed through the bore in the shoe 26, so that the fluid, when it flows out through the hole 34, can assist in moving the drive shoe through the softer sediment and mud.

Idet det nå vises til fig. 20, er det der vist den nedre ende av et lederrør 200 som har en ende 202 med minst én dyse 204 beliggende i lederrørets 200 sidevegg 206. Ved operering av lederrøret 200, vil fluid som strømmer gjennom dysen 204 bringe lederrøret 200 til å skyves i retning av pilen 208. Med denne utførings-form, ved at dysen er anbrakt direkte i lederrøret, er det ikke behov for bruk av en borestreng og deretter nedsenking av lederrøret over borestrengen. I denne utføringsform blir lederrøret direkte avbøyd. Referring now to fig. 20, there is shown the lower end of a guide pipe 200 which has an end 202 with at least one nozzle 204 situated in the side wall 206 of the guide pipe 200. When operating the guide pipe 200, fluid flowing through the nozzle 204 will cause the guide pipe 200 to be pushed in direction of arrow 208. With this design, in that the nozzle is placed directly in the guide pipe, there is no need to use a drill string and then lower the guide pipe over the drill string. In this embodiment, the guide tube is directly deflected.

Som et valg, kan lederrørets 200 nedre ende være fylt med et lett borbart materiale 210, f.eks. hard plast. As an option, the lower end of the guide tube 200 can be filled with an easily drillable material 210, e.g. hard plastic.

Idet det nå vises til fig. 21, en alternativ utføringsform av oppfinnelsen, som viser bruk av en flerhet av dyser i sideveggen til et rør, f.eks. dyser 220 og 230 som genererer en resulterende skyvkraft langs den stiplede linje 240 som indikerer vektorsummen av skyvekreftene som resulterer i en avbøyning av røret langs pilen 215. Referring now to fig. 21, an alternative embodiment of the invention, which shows the use of a plurality of nozzles in the side wall of a pipe, e.g. nozzles 220 and 230 which generate a resultant thrust along the dashed line 240 indicating the vector sum of the thrust forces resulting in a deflection of the tube along arrow 215.

Virkemåte Method of operation

Ved utøvelse av den foreliggende oppfinnelse, med sikte på å gjenopprette bruk av en eksisterende "slisse" som tidligere er blitt brukt i et forlatt brønnhull, må eksisterende streng eller rørstrenger først fjernes. In practicing the present invention, with a view to restoring use of an existing "slot" that has previously been used in an abandoned wellbore, the existing string or strings of pipe must first be removed.

Alle usementerte rørstrenger, hvis de ikke erfastkjørt i brønnhullet, trekkes utfra det forlatte brønnhull, og vanligvis også eventuelle gjenværende rør mellom sjøbunnen og "slissen" som skal gjenopprettes. All uncemented pipe strings, if they are not jammed in the wellbore, are pulled from the abandoned wellbore, and usually also any remaining pipes between the seabed and the "slit" to be restored.

Eventuelle gjenværende rørstrenger avskjæres omtrent 80 fot under havbunnsnivå ved hjelp av konvensjonelt utstyr og metoder som er kjent innen faget for avskjæring av rør så som foringsrørkuttere, produksjonsrørkuttere, borerør-kuttere, og liknende. Slik kjent røravskjæringsteknologi innbefatter bruk av meka-niske kuttere, eksplosive kuttere, kjemiske kuttere og kombinasjoner av disse. Any remaining pipe strings are cut approximately 80 feet below sea level using conventional equipment and methods known in the art for cutting pipes such as casing cutters, production pipe cutters, drill pipe cutters, and the like. Such known pipe cutting technology includes the use of mechanical cutters, explosive cutters, chemical cutters and combinations thereof.

Etter at de eksisterende rørstrenger er blitt fjernet, kjøres nye rørstrenger gjennom den gjenopprettede "slisse" og deretter gjennom de vertikalt atskilte avstivere så som føringshylsene 15 som brukes med avstiverne 1a-1d omtalt i for-bindelse med fig. 1. Den nye streng eller de nye strenger blir så kjørt ned til eller inn i havbunnsslammet og strengen eller strengene kan deretter beveges sideveis ved hjelp av de ulike fluidstråleprosesser som her er beskrevet. After the existing pipe strings have been removed, new pipe strings are run through the restored "slot" and then through the vertically spaced stiffeners such as the guide sleeves 15 used with the stiffeners 1a-1d discussed in connection with Figs. 1. The new string or strings are then driven down to or into the seabed mud and the string or strings can then be moved laterally using the various fluid jet processes described here.

Ut fra det ovenstående vil det fremgå at denne oppfinnelsen er en som er godt egnet til å oppnå alle de formål og hensikter som er angitt ovenfor, sammen med andre foredeler som er innlysende og som er iboende i rørstrengdeflektoren og -fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. From the above, it will appear that this invention is one which is well suited to achieve all the purposes and purposes stated above, together with other advantages which are obvious and which are inherent in the pipe string deflector and method according to the present invention.

Rørstrengdeflektoren og -fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse og mange av dens tilsiktede fordeler vil bli forstått ut fra den ovenstående beskrivelse. The pipe string deflector and method of the present invention and many of its intended advantages will be understood from the foregoing description.

Claims

1. Drive shoe (26) for controlling a pipe (2) as it is lowered to a seabed (B), characterized in that the drive shoe (26) comprises: an element for engagement with a remote end of the pipe (2) to be lowered to the sea -the bottom (B); and a bevel cutting portion (28) placed on the end of the element remote from the tube (2) where fluid passes through the drive shoe (26) and exits via the bevel shear portion (28), the fluid flow causes the drive shoe (26) to deflect the pipe (2) in a direction away from the fluid exiting the bevel shear portion (28) and the element; and in which the cutting shear part (28) remains contained and is not affected by the fluid flow.

2. Drive shoe (26) according to claim 1, characterized in that it further comprises: a pipe string (3) to receive the pipe (2) in a concentric relationship, wherein fluid moving through the pipe (2) is directed through a hole (34), wherein the fluid moving through the hole ( 34) creates an increased flow with a maximum ram pressure which deflects the pipe (2) in a direction substantially opposite to the direction of fluid flow through the hole (34), and in which the pipe string (3) moves in accordance with the deflected pipe (2) so that the pipe string (3) can be positioned precisely.

3. Drive shoes (26) according to claim 2, characterized in that it further comprises: the release of the pipe (2) from the pipe string (3) in order to position the pipe string (3).

4. Drive shoes (26) according to claim 1, characterized in that the bevel cutting part (28) of the drive shoe (26) comprises drillable material to remove the bevel cutting part (28) in order to position the tube (22).

5. Drive shoe (26) according to claim 1, characterized in that the drive shoe (26) is an integral part of the pipe (2).

6. Drive shoe (26) according to claim 1, characterized in that the drive shoe (26) is placed on the pipe (2).

7. Drive shoe (26) according to claim 2, characterized in that the hole (34) is offset from a longitudinal center line of the drive shoe (26).

8. Drive shoe (26) according to claim 1, characterized in that the end of the element remote from the pipe (2) comprises a reinforcing material.

9. Drive shoe (26) according to claim 2, characterized in that the hole (34) comprises a jet nozzle (8e).

10. Drive shoe (26) according to claim 1, characterized in that it further comprises the pipe string (3) to receive the pipe (2) therein.

11. Drive shoe (26) according to claim 10, characterized in that it further comprises the pipe string (3) to receive the pipe (2) in a non-concentric relationship.

12. Drive shoes (26) according to claim 1, characterized in that the oblique cutting part (28) comprises a hole (34) in the oblique cutting part (28) closest to the tube (2) so that as fluid passes through the drive shoe (26) and exits the hole (34) via the oblique cutting part (28), the fluid flow causes that the drive shoe (26) deflects the pipe (2) in a direction away from the hole (34).

13. Drive shoe (26) according to claim 12, characterized in that the bevel cutting part (28) comprises a tip in the bevel cutting part (28) remote from the tube (2) so that as fluid passes through the drive shoe (26) and exits the hole (34) via the bevel cutting part (28), the fluid flow causes the drive shoe (26) deflects the tube (2) in a direction away from the hole (34) and the tip in the beveled section (28) allows easier entry into the seabed (B) of the drive shoe (26) and the tube (2).

14. Drive shoe (26) according to claim 2, characterized in that it further comprises a plug for the hole (34).