NO339726B1

NO339726B1 - Instrumented internal safety valve against exhaust for measuring drill string drilling parameters

Info

Publication number: NO339726B1
Application number: NO20151406A
Authority: NO
Inventors: George Boyadjieff
Original assignee: Varco I/P Inc
Priority date: 2003-12-31
Filing date: 2015-10-15
Publication date: 2017-01-23
Also published as: NO20151406L

Description

Foreliggende oppfinnelse gjelder generelt et olje- og gassbrønnboresystem, og nærmere bestemt en anordning og fremgangsmåte for måling av boreparametere under en boreoperasjon, slik som borestrengvekt, dreiemoment, vibrasjon, rotasjonshastighet og/eller internt trykk. The present invention generally relates to an oil and gas well drilling system, and more specifically to a device and method for measuring drilling parameters during a drilling operation, such as drill string weight, torque, vibration, rotational speed and/or internal pressure.

Dagens fremgangsmåter ved måling og observasjon av boreparametere i et olje- og gass-brønnsystem under en boreoperasjon, slik som borestrengvekt, dreiemoment, vibrasjon, rotasjonshastighet og internt trykk er generelt indirekte, hvilket betyr at de måles på et sted som er lett tilgjengelig, men som nødvendigvis ikke befinner seg på den faktiske borestreng. Current methods of measuring and observing drilling parameters in an oil and gas well system during a drilling operation, such as drill string weight, torque, vibration, rotational speed and internal pressure, are generally indirect, meaning they are measured in a location that is easily accessible, but which are not necessarily located on the actual drill string.

Som et eksempel blir ofte borestrengvekten indirekte målt ved å måle trekkraften på en kabel i et vinsjesystem som hever og senker borestrengen. Denne type måling er unøyaktig på grunn av friksjonskrefter knyttet til kabelen, drivskivene eller trinsene og måleutstyret festet til kabelen. As an example, drill string weight is often indirectly measured by measuring the pulling force on a cable in a winch system that raises and lowers the drill string. This type of measurement is inaccurate due to frictional forces associated with the cable, the drive sheaves or pulleys and the measuring equipment attached to the cable.

Borestrengens dreiemoment er vanskelig å måle siden det ofte er vanskelig å måle det avgitte dreiemoment fra et drivkraftsystem som gir dreiemoment og som roterer eller driver borestrengen. Borestrengen blir f.eks. typisk enten rotert med en stor mekanisk driver betegnet rotasjonsbord, eller direkte med en stor motor betegnet toppdrevmotor. Dreiemomentet avgitt fra hver av disse driversystemer kan ikke lett måles og som oftest blir avgivelsen enten beregnet ut fra den strøm som går til drivermotoren når det brukes en toppdrevmotor eller ved å måle strekkspenningen i en drivkjede som driver rotasjonsbordet når det brukes et rotasjonsbord. Begge disse metoder er meget unøyaktige og utsettes for påvirkning utenfra som kan få avlesningene til å bli inkonsistente, slik som elektriske strøstrømmer gjennom drivermotoren når det brukes en toppdrevmotor eller slitasje i det målte mekaniske utstyr når det brukes et rotasjonsbord. Drill string torque is difficult to measure since it is often difficult to measure the delivered torque from a drive system that provides torque and rotates or drives the drill string. The drill string becomes e.g. typically either rotated with a large mechanical driver termed rotary table, or directly with a large motor termed top drive motor. The torque output from each of these drive systems cannot be easily measured and most often the output is either calculated from the current going to the drive motor when a top drive motor is used or by measuring the tension in a drive chain that drives the rotary table when a rotary table is used. Both of these methods are highly imprecise and subject to outside influences that can cause readings to be inconsistent, such as electrical stray currents through the drive motor when using a top drive motor or wear and tear in the mechanical equipment being measured when using a rotary table.

En annen boreparameter som er vanskelig å måle er vibrasjon. Vibrasjon i borestrengen er meget skadelig for dens komponenter, særlig for borkronen ved enden av en borestreng som borer et brønnhull. Another drilling parameter that is difficult to measure is vibration. Vibration in the drill string is very damaging to its components, especially to the drill bit at the end of a drill string drilling a well hole.

Det er blitt foreslått forskjellige fremgangsmåter for å løse de ovenfor beskrevne problemer ved måling av boreparametere under en boreoperasjon, som innbefatter installering av forskjellige instrumenterte stifter eller plugger på komponenter i vinsjesystemet eller drivkraftsystemet. Andre, mer direkte tilnærmelser er blitt prøvd med begrenset hell. Noen har f.eks. installert en belastningsføler på toppen av boretårnet for å måle vinsjesystemets trekkraft på boretårnet. Disse omtales vanligvis som kronblokkvektfølere. Various methods have been proposed to solve the above-described problems of measuring drilling parameters during a drilling operation, which include installing various instrumented pins or plugs on components of the winch system or drive system. Other, more direct approaches have been tried with limited success. Some have e.g. installed a load cell on top of the derrick to measure the winch system's pulling force on the derrick. These are usually referred to as crown block weight sensors.

En rekke andre anordninger er blitt utviklet for direkte måling av dreiemoment og vibrasjon på borestrengen. Som et eksempel har en sådan anordning for bruk sammen med et rotasjonsbord en plate som er festet til toppen av rotasjonsbordet mellom bordet og en driverbøssing betegnet drivrørsforingen. For tiden bruker imidlertid flere og flere olje- og gassbrønnboresystemer boresystemer med toppdrevmotor i stedet for rotasjonsbord, hvilket gjør denne løsning mindre ønskelig og muligens foreldet. A number of other devices have been developed for direct measurement of torque and vibration on the drill string. As an example, such a device for use with a rotary table has a plate attached to the top of the rotary table between the table and a driver bushing called the driver tube liner. Currently, however, more and more oil and gas well drilling systems use top drive motor drilling systems instead of rotary tables, making this solution less desirable and possibly obsolete.

Andre har forsøkt å lage spesielle instrumenterte overganger som skrus direkte inn i borestrengen. En sådan anordning er stor og omfangsrik og passer ikke inn i eksisterende toppdrevsystemer. Sådanne anordninger gir den nøyaktighet som ønskes ved måling av boreparametere, men kompromitterer boreutstyret på grunn av sin størrelse og fasong. I tillegg fordrer disse anordninger forandringer i konstruksjonen av drivkraftsystemet for å romme dem. Others have tried to make special instrumented transitions that are screwed directly into the drill string. Such a device is large and bulky and does not fit into existing top drive systems. Such devices provide the desired accuracy when measuring drilling parameters, but compromise the drilling equipment due to its size and shape. In addition, these devices require changes in the construction of the propulsion system to accommodate them.

US 4,903,245 vedrører et apparat for nedihullsvibrasjonsovervåkning av en borestreng. US 4,903,245 relates to an apparatus for downhole vibration monitoring of a drill string.

Følgelig er det behov for en anordning og fremgangsmåte for nøyaktig måling av boreparametere under en boreoperasjon og som ikke nødvendiggjør modifisering av drivkraftsystemet som anordningen festes til. Consequently, there is a need for a device and method for accurate measurement of drilling parameters during a drilling operation and which does not require modification of the drive system to which the device is attached.

Hovedtrekkene ved oppfinnelsen fremgår av det selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. The main features of the invention appear from the independent patent claim. Further features of the invention are indicated in the independent claims.

I en utførelse er foreliggende oppfinnelse en instrumentert, intern sikkerhetsventil mot utblåsning beregnet på å tilkobles mellom et drivkraftsystem og en borestreng som roteres ved hjelp av drivkraftsystemet. Ventilen har et ventilhus og en eller flere måleanordninger montert på ventilhuset for å måle de ønskede boreparametere for borestrengen under en boreoperasjon i en olje- og gassbrønn. In one embodiment, the present invention is an instrumented, internal blowout safety valve designed to be connected between a drive system and a drill string that is rotated with the help of the drive system. The valve has a valve body and one or more measuring devices mounted on the valve body to measure the desired drilling parameters for the drill string during a drilling operation in an oil and gas well.

I en annen utførelse er oppfinnelsen et olje- og gassbrønnboresystem som har et drivkraftsystem med en utgangsaksel og en borestreng som roteres ved hjelp av drivkraftsystemet. En instrumentert, intern sikkerhetsventil mot utblåsning er koblet inn mellom drivkraftsystemets utgangsaksel og borestrengen. Ventilen håret ventilhus og en eller flere måleanordninger montert på ventilhuset for å måle de ønskede borestrengparametere for borestrengen under en boreoperasjon i en olje- og gassbrønn. In another embodiment, the invention is an oil and gas well drilling system that has a drive system with an output shaft and a drill string that is rotated by means of the drive system. An instrumented, internal blowout safety valve is connected between the drive system's output shaft and the drill string. The valve, the valve body and one or more measuring devices mounted on the valve body to measure the desired drill string parameters for the drill string during a drilling operation in an oil and gas well.

I nok i annen utførelse er foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte ved måling av ønskede boreparametere for en borestreng under en boreoperasjon i en olje- og gass-brønn, som innebærer at det anordnes et drivkraftsystem, det anordnes en borestreng som skal roteres ved hjelp av drivkraftsystemet og det anordnes en instrumentert, intern sikkerhetsventil mot utblåsning for innkobling mellom drivkraftsystemet og borestrengen. Fremgangsmåten innebærer også at ønskede parametere for en borestreng måles ved å bruke en eller flere måleanordninger og at de ønskede boreparametere registreres og signaler som representerer de registrerte boreparametere sendes til en mottager ved hjelp av en elektronikkpakke, og hvor mottageren i sin tur overfører signalene til et instrument på et boregulv og som er synlig for en boreoperatør, slik at de ønskede boreparametere for borestrengen kan observeres under en boreoperasjon. In another embodiment, the present invention is a method for measuring desired drilling parameters for a drill string during a drilling operation in an oil and gas well, which involves arranging a drive system, arranging a drill string that is to be rotated using the drive system and an instrumented, internal safety valve against blowout is arranged for connection between the drive system and the drill string. The method also involves that desired parameters for a drill string are measured using one or more measuring devices and that the desired drilling parameters are recorded and signals representing the recorded drilling parameters are sent to a receiver using an electronics package, and where the receiver in turn transmits the signals to a instrument on a drill floor and which is visible to a drilling operator, so that the desired drilling parameters for the drill string can be observed during a drilling operation.

Det er vedføyd tegninger, på hvilke: There are drawings attached, on which:

Fig. 1 er en sideskisse av et olje- og gassbrønnboresystem i henhold til en utførelse av foreliggende oppfinnelse og som har en instrumentert, intern sikkerhetsventil mot utblåsning for måling av en borestrengs boreparametere under en boreoperasjon, Fig. 2 er en forstørret sideskisse av en del av boresystemet i fig. 1, og som viser en toppdrevmotor, øvre og nedre interne sikkerhetsventiler mot utblåsning og en borestreng, og Fig. 3 er en skisse av et snitt gjennom en intern sikkerhetsventil mot utblåsning i henhold Fig. 1 is a side view of an oil and gas well drilling system according to an embodiment of the present invention and which has an instrumented, internal blowout safety valve for measuring the drilling parameters of a drill string during a drilling operation, Fig. 2 is an enlarged side view of a part of the drilling system in fig. 1, and showing a top drive motor, upper and lower internal blowout safety valves and a drill string, and Fig. 3 is a sketch of a section through an internal blowout safety valve according to

til en utførelse av foreliggende oppfinnelse. to an embodiment of the present invention.

Som vist i fig. 1 - 3 er utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse rettet på et olje- og gassbrønnboresystem 10 som har en instrumentert, intern sikkerhetsventil mot utblåsning (IBOP - Internal Blowout Preventer) 36 med måleanordninger 52 montert på seg for måling av ønskede boreparametere for en borestreng 14 under en boreoperasjon, slik som borestrengens vekt, dreiemoment, vibrasjon, rotasjonshastighet og/eller internt trykk. As shown in fig. 1 - 3, embodiments of the present invention are directed to an oil and gas well drilling system 10 which has an instrumented internal blowout preventer (IBOP) 36 with measuring devices 52 mounted on it for measuring desired drilling parameters for a drill string 14 during a drilling operation, such as drillstring weight, torque, vibration, rotational speed and/or internal pressure.

Ved å forbinde IBOP'en 36 med borestrengen 14 nedenunder drivkraftsystemet 18 og et vinsjesystem 22 som hever og senker borestrengen 14, sørges det for en direkte til-nærmelse for måling av ønskede boreparametere for borestrengen 14 siden den interne sikkerhetsventil 36 mot utblåsning utsettes for krefter som overføres på borestrengen 14. I tillegg har de fleste (om ikke alle) drivkraftsystemer 18 i det minste en intern sikkerhetsventil 36 mot utblåsning for å avsperre det interne trykk i borestrengen 14 dersom det kommer et spark eller en utblåsning i en tilknyttet brønn 20. Derfor muliggjør den instrumenterte IBOP 36 i henhold til foreliggende oppfinnelse direkte, nøyaktig måling av ønskede borestrengparametere for borestrengen 14 uten noe behov for å modifisere boreutstyret i et olje- og gassbrønnboresystem 10. By connecting the IBOP 36 to the drill string 14 below the propulsion system 18 and a winch system 22 that raises and lowers the drill string 14, a direct approach is provided for measuring desired drilling parameters for the drill string 14 since the internal blowout safety valve 36 is subjected to forces which is transmitted on the drill string 14. In addition, most (if not all) propulsion systems 18 have at least an internal blowout safety valve 36 to shut off the internal pressure in the drill string 14 if there is a kick or a blowout in an associated well 20. Therefore, the instrumented IBOP 36 according to the present invention enables direct, accurate measurement of desired drill string parameters for the drill string 14 without any need to modify the drilling equipment in an oil and gas well drilling system 10.

Fig. 1 viser et olje- og gassbrønnboresystem 10 i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. I den viste utførelse har boresystemet 10 en boretårnstruktur 12 for å understøtte en streng av borerør 14 (vanligvis betegnet borestreng) og en borkrone 16 festet til den nedre ende av borestrengen 14. Inne i boretårnstrukturen 12 er det utstyr for å rotere borestrengen 14 eller et drivkraftsystem 18 (vist inne i detaljsirkelen 2 i fig. 1 og forstørret i fig. 2) som påfører dreiemoment for å rotere borestrengen 14, hvilket får borkronen 16 til å bores inn i jordoverflaten 19 for å skape et borehull 20. I den viste utførelse er drivkraftsystemet 18 et toppdrevboresystem, men i andre utførelser kan drivkraftsystemet 18 være et hvilket som helst annet, egnet driversystem. Fig. 1 shows an oil and gas well drilling system 10 according to an embodiment of the invention. In the embodiment shown, the drilling system 10 has a derrick structure 12 for supporting a string of drill pipe 14 (commonly referred to as a drill string) and a drill bit 16 attached to the lower end of the drill string 14. Inside the derrick structure 12 is equipment for rotating the drill string 14 or a drive system 18 (shown inside the detail circle 2 in Fig. 1 and enlarged in Fig. 2) which applies torque to rotate the drill string 14, causing the drill bit 16 to be drilled into the soil surface 19 to create a borehole 20. In the embodiment shown the drive system 18 is a top drive drilling system, but in other embodiments the drive system 18 may be any other suitable drive system.

Skjønt det ikke er vist omfatter boresystemet 10 også et pumpesystem for å pumpe borefluid ned i borehullet 20 gjennom det indre hulrom av borestrengen 14 og tilbake opp gjennom borehullet 20 utenfor borestrengen 14 i den hensikt å fjerne borkaks derfra. Although not shown, the drilling system 10 also includes a pump system for pumping drilling fluid down into the drill hole 20 through the inner cavity of the drill string 14 and back up through the drill hole 20 outside the drill string 14 with the intention of removing cuttings from there.

Som det også er vist i fig. 1 er borestrengen 14 opphengt fra boretårnet 12 ved hjelp av et vinsjesystem 22 som har en vinsj (vanligvis betegnet heisespill) fra hvilken en kabel 23 passerer over en rekke drivskiver eller trinser (vanligvis betegnet kronblokk) 24 ved den øvre ende av boretårnet og ned til en rekke løpetrinser (vanligvis betegnet løpeblokk 26, vist i detaljsirkelen 2 i fig. 1 og forstørret i fig. 2). As is also shown in fig. 1, the drill string 14 is suspended from the derrick 12 by means of a winch system 22 which has a winch (commonly referred to as a winch) from which a cable 23 passes over a series of drive sheaves or pulleys (commonly referred to as a crown block) 24 at the upper end of the derrick and down to a series of running pulleys (commonly referred to as running block 26, shown in detail circle 2 in Fig. 1 and enlarged in Fig. 2).

Som vist i fig. 2 er det festet et kroksystem til løpeblokken 26 for å bære vekten av borestrengen 14. Den mengde av kabelen 23 som gis ut fra vinsjens trommel i heisespillet 22 (vist i fig. 1) bestemmer boreraten. Som vist i fig. 1 og 2 sett under ett, er det drivkraftsystem 18 som er plassert i boretårnet 12 i dette tilfellet et toppdrevboresystem. Toppdrevboresystemet 18 haren motor 28 som er forbundet med løpeblokken 26. En utgangsaksel 30 fra motoren 28 er forbundet med borestrengen 14 for å gi denne boredreie-moment. En reaksjonskraft fra motoren 28 absorberes av et sett skinner eller en enkelt skinne (ikke vist) festet til boretårnet 12 og som lar motoren 18 bli hevet og senket langs borestrengen 14 ved hjelp av heisespillet 22. As shown in fig. 2, a hook system is attached to the running block 26 to support the weight of the drill string 14. The amount of cable 23 that is issued from the winch's drum in the winch 22 (shown in Fig. 1) determines the drilling rate. As shown in fig. 1 and 2 taken together, the drive system 18 which is placed in the derrick 12 is in this case a top drive drilling system. The top drive drilling system 18 has a motor 28 which is connected to the running block 26. An output shaft 30 from the motor 28 is connected to the drill string 14 to provide it with drilling torque. A reaction force from the motor 28 is absorbed by a set of rails or a single rail (not shown) attached to the derrick 12 and which allows the motor 18 to be raised and lowered along the drill string 14 by means of the winch 22.

Under en boreoperasjon er det ønskelig å måle og vise frem overfor en boreoperatør During a drilling operation, it is desirable to measure and demonstrate to a drilling operator

kraften på borkronen 16 og det dreiemoment og den hastighet som overføres på borkronen 16 sammen med andre boreparametere, slik som borestrengens vibrasjon og/eller interne trykk. Disse avlesninger kan brukes av boreoperatøren for å optimalisere boreoperasjonen. I tillegg behøver andre systemer, slik som automatiske innretninger for å holde vekten på borkronen konstant, signaler som representerer dreiemomentet, hastigheten og vekten av borestrengen 14, såvel som borefluidtrykket. the force on the drill bit 16 and the torque and speed transmitted to the drill bit 16 together with other drilling parameters, such as the vibration of the drill string and/or internal pressures. These readings can be used by the drilling operator to optimize the drilling operation. In addition, other systems, such as automatic devices to keep the weight of the drill bit constant, need signals representing the torque, speed and weight of the drill string 14, as well as the drilling fluid pressure.

Inne i toppdrevboresystemet 18 er det en rekke komponenter som brukes for å utføre forskjellige funksjoner. Som vist i fig. 2 og 3 er en sådan komponent som er anordnet mellom utgangsakselen 30 for motoren 28 og den øvre ende av borestrengen 14, en intern sikkerhetsventilenhet 32 mot utblåsning (IBOP). IBOP-enheten 32 brukes for å avsperre trykket inne i borestrengen 14 i tilfellet av at brønnen sparker eller forsøker å blåse ut opp gjennom innsiden av borestrengen 14. Within the top drive drilling system 18 are a number of components that are used to perform various functions. As shown in fig. 2 and 3, one such component is arranged between the output shaft 30 of the motor 28 and the upper end of the drill string 14, an internal blowout safety valve assembly 32 (IBOP). The IBOP unit 32 is used to shut off the pressure inside the drill string 14 in the event that the well kicks or attempts to blow out through the inside of the drill string 14.

I utførelsen vist i fig. 2 har IBOP-enheten 32 en øvre, intern sikkerhetsventil mot utblåsning (IBOP) 34 og en nedre, intern sikkerhetsventil mot utblåsning (IBOP) 36.1 en utførelse er den øvre IBOP 34 forbundet ved sin øvre ende med utgangsakselen 30 for motoren 28 og ved sin nedre ende med den øvre ende av den nedre IBOP 36. Den nedre ende av den nedre IBOP 36 er i sin tur forbundet med den øvre ende av borestrengen 14. In the embodiment shown in fig. 2, the IBOP assembly 32 has an upper internal blowout safety valve (IBOP) 34 and a lower internal blowout safety valve (IBOP) 36. In one embodiment, the upper IBOP 34 is connected at its upper end to the output shaft 30 of the motor 28 and at its lower end with the upper end of the lower IBOP 36. The lower end of the lower IBOP 36 is in turn connected to the upper end of the drill string 14.

Fig. 3 viser et snitt gjennom den nedre IBOP 36. Som vist har den nedre IBOP 36 en lukkekule 38 og lukkeseter 40 og 42 som dreibart mottar henholdsvis det nedre og øvre parti av kulen 38, inne i et nedre IBOP-hus 49. Kulen 38 har en fluidpassasje 44 som strekker seg gjennom den i lengderetningen. I anskueliggjørelsen i fig. 3 er den nedre IBOP 36 vist i en åpen stilling med sin fluidpassasje 44 på linje med en fluidpassasje 46 i det nedre IBOP-hus 49 som strekker seg over og under kulen 38. Den nedre IBOP 36 kan forflyttes til en lukket stilling ved å dreie kulen 38 90 grader fra stillingen vist i fig. 3 (den åpne stilling), for å la kulen 38 stanse eller hindre en fluidstrømning ovenfra og nedenfra kulen 38. Fig. 3 shows a section through the lower IBOP 36. As shown, the lower IBOP 36 has a closing ball 38 and closing seats 40 and 42 which rotatably receive the lower and upper part of the ball 38, respectively, inside a lower IBOP housing 49. The ball 38 has a fluid passage 44 extending through it in the longitudinal direction. In the illustration in fig. 3, the lower IBOP 36 is shown in an open position with its fluid passage 44 aligned with a fluid passage 46 in the lower IBOP housing 49 extending above and below the ball 38. The lower IBOP 36 can be moved to a closed position by turning the ball 38 90 degrees from the position shown in fig. 3 (the open position), to allow the ball 38 to stop or prevent a fluid flow from above and below the ball 38.

Skjønt detaljer ved den øvre IBOP 34 ikke er vist kan den øvre IBOP 34 likeledes ha en lukkekule med en fluidpassasje som strekker seg langsgående gjennom den og lukkeseter som dreibart mottar det øvre og nedre parti av kulen. Kulen i den øvre IBOP 34 kan også forflyttes mellom en åpen og en lukket stilling for å åpne for eller hindre en fluidstrømning ovenfra og nedenfra kulen. Although details of the upper IBOP 34 are not shown, the upper IBOP 34 may likewise have a closure ball with a fluid passage extending longitudinally therethrough and closure seats rotatably receiving the upper and lower portions of the ball. The ball in the upper IBOP 34 can also be moved between an open and a closed position to open or prevent a fluid flow from above and below the ball.

Med henvisning igjen til fig. 3 har den nedre IBOP 36 øvre gjenger 45 for inngrep med gjenger på den nedre ende av den øvre IBOP 36 og nedre gjenger 47 for inngrep med gjenger på den øvre ende av borestrengen 14. Likeledes har den øvre IBOP 34 øvre gjenger (ikke vist) for inngrep med gjenger på den nedre ende av utgangsakselen 30 for motoren 28 og nedre gjenger (ikke vist) for inngrep med de øvre gjenger 45 på den nedre IBOP 36. Referring again to fig. 3, the lower IBOP 36 has upper threads 45 for engagement with threads on the lower end of the upper IBOP 36 and lower threads 47 for engagement with threads on the upper end of the drill string 14. Likewise, the upper IBOP 34 has upper threads (not shown) for engagement with threads on the lower end of the output shaft 30 of the motor 28 and lower threads (not shown) for engagement with the upper threads 45 of the lower IBOP 36.

Ved å sette den nedre IBOP 36 inn mellom utgangsakselen 30 for motoren 28 (via den øvre IBOP 34) og den øvre ende av borestrengen utsettes den nedre IBOP 36 for belastninger som overføres på borestrengen 14 og derved på borkronen 16. Som sådan mottar den nedre IBOP 36 det faktiske dreiemoment som overføres av boremotoren 28 på borestrengen 14 såvel som den faktiske strekkspenning i borestrengen 14 og den samme rotasjonshastighet som borestrengen 14. I tillegg utsettes den nedre IBOP 36 for vibrasjonen overført på borestrengen 14 og siden borefluidet passerer gjennom fluid-passasjene 44 og 46 i den nedre IBOP 36 utvikler den nedre IBOP 36 det samme interne trykk som borestrengen 14. Ved å måle dreiemomentet, vekten, vibrasjonen, rotasjonshastigheten og det interne trykk for den nedre IBOP 36 kan derfor dreiemomentet, vekten, vibrasjonen, rotasjonshastigheten og det interne trykk for borestrengen 14 bestemmes. By inserting the lower IBOP 36 between the output shaft 30 of the motor 28 (via the upper IBOP 34) and the upper end of the drill string, the lower IBOP 36 is subjected to loads that are transferred to the drill string 14 and thereby to the drill bit 16. As such, the lower IBOP receives IBOP 36 the actual torque transmitted by the drill motor 28 on the drill string 14 as well as the actual tensile stress in the drill string 14 and the same rotation speed as the drill string 14. In addition, the lower IBOP 36 is exposed to the vibration transmitted on the drill string 14 and since the drilling fluid passes through the fluid passages 44 and 46 in the lower IBOP 36, the lower IBOP 36 develops the same internal pressure as the drill string 14. Therefore, by measuring the torque, weight, vibration, rotational speed and internal pressure of the lower IBOP 36, the torque, weight, vibration, rotational speed and the internal pressure of the drill string 14 is determined.

Som vist i fig. 3 har den øvre del av den nedre IBOP 36 et uttatt parti 48 med mindre diameter enn resten av yttersiden 50 av det nedre IBOP-hus 49. Som vist er det i det uttatte parti 48 et ringformet spor 51 som har en indre overflate 65 med en enda mindre diameter. Inne i det ringformede spor 51 er det montert måleanordninger 52 (skjematisk representert) for måling av boreparametere for borestrengen 14 under en boreoperasjon og en elektronikkpakke 54 (skjematisk representert) for å registrere boreparameterne og sende signaler til boregulvet, slik at boreoperatøren kan observere boreparameterne under en boreoperasjon. As shown in fig. 3, the upper part of the lower IBOP 36 has a recessed portion 48 of smaller diameter than the rest of the outer side 50 of the lower IBOP housing 49. As shown, in the recessed portion 48 is an annular groove 51 having an inner surface 65 with an even smaller diameter. Inside the annular groove 51 are mounted measuring devices 52 (schematically represented) for measuring drilling parameters for the drill string 14 during a drilling operation and an electronics package 54 (schematically represented) for registering the drilling parameters and sending signals to the drill floor, so that the drilling operator can observe the drilling parameters during a drilling operation.

Måleanordningene 52 kan omfatte en eller flere, eller en hvilken som helst kombinasjon av en eller flere måleanordninger for boreparametere, slik som strekklapper for måling av en borestrengs vekt og dreiemoment, et akselerometer for måling av borestrengens vibrasjon, en trykktransduser for måling av det interne trykk i borestrengen 14, eller en hvilken som helst passende måleanordning for boreparametere. The measuring devices 52 may comprise one or more, or any combination of one or more measuring devices for drilling parameters, such as strain gauges for measuring the weight and torque of a drill string, an accelerometer for measuring the vibration of the drill string, a pressure transducer for measuring the internal pressure in the drill string 14, or any suitable measuring device for drilling parameters.

I en utførelse har måleanordningene 52 strekklapper for måling av påkjenningen ved overflaten av det ringformede spor 51 i det uttatte parti 48 i det nedre IBOP-hus 49 montert i retninger for å måle torsjonsspenningen eller -momentet og den aksiale påkjenning eller strekkspenning på den nedre IBOP 36. Disse strekklapper er kalibrert for å måle det faktiske dreiemoment og strekkspenningen på borestrengen 14. I en utførelse har måleanordningen 52 f.eks. en strekklapp, slik som en veie- eller lastcelle, montert på den indre overflate 65 av det ringformede spor 51. Som nevnt ovenfor er den indre overflate 65 av det ringformede spor 51 utført med mindre diameter enn yttersiden 50 for det nedre IBOP-hus 49, slik at påkjenningen på denne indre overflate forsterkes og derved blir lettere å påvise. I tillegg kan hjørnene 67 av det ringformede spor 51 være avrundet heller enn firkantet for å redusere slike påkjenninger som befinner seg i hjørnene 67. Dette tjener også til å konsentrere påkjenningen på den indre overflate av det ringformede spor 51, hvilket letter påvisningen av påkjenningen. In one embodiment, the measuring devices 52 have strain gauges for measuring the stress at the surface of the annular groove 51 in the recessed portion 48 of the lower IBOP housing 49 mounted in directions to measure the torsional stress or moment and the axial stress or tensile stress of the lower IBOP 36. These strain gauges are calibrated to measure the actual torque and tensile stress on the drill string 14. In one embodiment, the measuring device 52 has e.g. a tension flap, such as a weighing or load cell, mounted on the inner surface 65 of the annular groove 51. As mentioned above, the inner surface 65 of the annular groove 51 is made smaller in diameter than the outer side 50 of the lower IBOP housing 49 , so that the stress on this inner surface is increased and thereby becomes easier to detect. In addition, the corners 67 of the annular groove 51 may be rounded rather than square to reduce such stresses located in the corners 67. This also serves to concentrate the stress on the inner surface of the annular groove 51, which facilitates the detection of the stress.

I en utførelse har måleanordningene 52 en ytterligere strekklapp kalibrert til å måle vibrasjonen i den nedre IBOP 36 og derved vibrasjonen i borestrengen 14. Alternativt kan måleanordningene 52 ha et akselerometer kalibrert for å måle vibrasjonen i den nedre IBOP og derved vibrasjonen i borestrengen 14. In one embodiment, the measuring devices 52 have a further tension flap calibrated to measure the vibration in the lower IBOP 36 and thereby the vibration in the drill string 14. Alternatively, the measuring devices 52 can have an accelerometer calibrated to measure the vibration in the lower IBOP and thereby the vibration in the drill string 14.

I en annen utførelse har måleanordningene 52 en annen, ytterligere strekklapp kalibrert til å måle det interne trykk i det nedre IBOP 36 og derved det interne trykk i borestrengen 14. Alternativt kan måleanordningene 52 ha en trykktransduser kalibrert til å måle det interne trykk i den nedre IBOP 36 og derved det interne trykk i borestrengen 14.1 et annet tilfelle omfatter måleanordningene 52 en innretning, slik som en trykktransduser plassert i fluidkommunikasjon med fluidpassasjen 46 gjennom den nedre IBOP 36. In another embodiment, the measuring devices 52 have another, additional tension flap calibrated to measure the internal pressure in the lower IBOP 36 and thereby the internal pressure in the drill string 14. Alternatively, the measuring devices 52 can have a pressure transducer calibrated to measure the internal pressure in the lower IBOP 36 and thereby the internal pressure in the drill string 14.1 another case, the measuring devices 52 comprise a device, such as a pressure transducer placed in fluid communication with the fluid passage 46 through the lower IBOP 36.

I nok en annen utførelse har måleanordningene 52 også en omdreiningsteller (tachometer) kalibrert til å måle rotasjonshastigheten for den nedre IBOP 36 og derved rotasjonshastigheten for borestrengen 14. Alternativt kan måleanordningene 52 ha et ytterligere akselerometer kalibrert til å måle rotasjonshastigheten for den nedre IBOP 36 og derved rotasjonshastigheten for borestrengen 14. In yet another embodiment, the measuring devices 52 also have a revolution counter (tachometer) calibrated to measure the rotational speed of the lower IBOP 36 and thereby the rotational speed of the drill string 14. Alternatively, the measuring devices 52 may have a further accelerometer calibrated to measure the rotational speed of the lower IBOP 36 and thereby the rotational speed of the drill string 14.

Elektronikkpakken 54 kan ha elektroniske strekklappforsterkere, signalbehandlere og en trådløs signalsender forbundet med en "flik-antenne" 55 (skjematisk representert) plassert på den ytre overflate eller yttersiden 50 av det nedre IBOP-hus 49. Elektronikkpakken 54 registrerer de målte boreparametere for borestrengen 14, slik som dreiemoment, vekt, hastighet, vibrasjon og/eller internt trykk, og sender signaler som representerer disse parametere til en mottager 60 (skjematisk representert i fig. 1) plassert på boregulvet 19. Mottageren 60 sender i sin tur signalene til et instrument eller en datamaskin 62 (skjematisk representert i fig. 1) som kan betraktes av boreoperatøren, slik at boreparameterne for borestrengen 14 kan observeres under en boreoperasjon. The electronics package 54 may have electronic stretch flap amplifiers, signal processors and a wireless signal transmitter connected to a "flap antenna" 55 (schematically represented) located on the outer surface or exterior 50 of the lower IBOP housing 49. The electronics package 54 records the measured drilling parameters for the drill string 14 , such as torque, weight, speed, vibration and/or internal pressure, and sends signals representing these parameters to a receiver 60 (schematically represented in Fig. 1) located on the drill floor 19. The receiver 60 in turn sends the signals to an instrument or a computer 62 (schematically represented in Fig. 1) which can be viewed by the drilling operator, so that the drilling parameters for the drill string 14 can be observed during a drilling operation.

Effekt til elektronikkpakken 54 kan oppnås på en hvilken som helst av mange slags måter. I en utførelse har elektronikkpakken 54 f.eks. utbyttbare batterier som er løsbart anordnet i den. I en annen utførelse overføres effekten til elektronikkpakken 54 fra en stasjonær kraftantenne plassert omkring utsiden av den nedre IBOP 36, til en mottagende antenne plassert på den nedre IBOP 36.1 nok en annen utførelse fremskaffes effekten for elektronikkpakken 54 via en vanlig slepering. Power to the electronics package 54 can be achieved in any of a variety of ways. In one embodiment, the electronics package 54 has e.g. replaceable batteries which are releasably arranged in it. In another embodiment, the power to the electronics package 54 is transmitted from a stationary power antenna placed around the outside of the lower IBOP 36, to a receiving antenna placed on the lower IBOP 36.1 yet another embodiment, the power for the electronics package 54 is provided via a normal slip ring.

Som vist i fig. 3 mottas en tynnvegget hylse 56 i det uttatte parti 48 av det nedre IBOP-hus 49 for å lukke det ringformede spor 51 hvor måleanordningene 52 og elektronikkpakken 54 er montert. Hylsen 56 tjener til å beskytte måleanordningene 52 og elektronikkpakken 54 mot skade og eksponering overfor miljøet og/eller elementer utenfor. I en utførelse er hylsen 56 skrubart forbundet med et gjenget parti av det uttatte parti 48. O-ringer 64 kan også anordnes mellom det uttatte parti 48 på det nedre IBOP-hus 49 og hylsen 56 på et sted over og under det ringformede spor 51 for å beskytte måleanordningene 52 og elektronikkpakken 54 ytterligere. As shown in fig. 3, a thin-walled sleeve 56 is received in the recessed portion 48 of the lower IBOP housing 49 to close the annular groove 51 where the measuring devices 52 and the electronics package 54 are mounted. The sleeve 56 serves to protect the measuring devices 52 and the electronics package 54 against damage and exposure to the environment and/or outside elements. In one embodiment, the sleeve 56 is screwably connected to a threaded portion of the recessed portion 48. O-rings 64 may also be provided between the recessed portion 48 of the lower IBOP housing 49 and the sleeve 56 at a location above and below the annular groove 51 to further protect the measuring devices 52 and the electronics package 54.

Skjønt drivkraftsystemet 18 ovenfor er beskrevet som et toppdrevboresystem kan drivkraftsystemet 18 i andre utførelsesformer i henhold til foreliggende oppfinnelse omfatte et rotasjonsbord-drivstystem eller et hvilket som helst passende drivkraftsystem som innlemmer en intern sikringsventil mot utblåsning. Skjønt det er beskrevet at måleanordningene 52 og elektronikkpakken 54 er montert på den nedre IBOP 36 kan i tillegg måleanordningene 52 og elektronikkpakken 54 i andre utførelser i henhold til foreliggende oppfinnelse være montert på den øvre IBOP 34 eller en hvilken som helst annen komponent i borestrengen 14, slik som et slitasjestykke som vanligvis settes inn mellom den nedre IBOP 36 og borestrengen 14. Although the drive system 18 above is described as a top drive drilling system, in other embodiments of the present invention, the drive system 18 may comprise a rotary table drive system or any suitable drive system that incorporates an internal blowout safety valve. Although it is described that the measuring devices 52 and the electronics package 54 are mounted on the lower IBOP 36, the measuring devices 52 and the electronics package 54 in other embodiments according to the present invention may additionally be mounted on the upper IBOP 34 or any other component in the drill string 14 , such as a wear piece typically inserted between the lower IBOP 36 and the drill string 14.

Foreliggende beskrivelse er blitt gitt med henvisning til ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. Fagfolk på området som oppfinnelsen gjelder, vil forstå at variasjoner og endringer i de beskrevne strukturer og fremgangsmåter ved driften kan praktiseres uten meningsfullt å forlate denne oppfinnelses prinsipp, idé og omfang. The present description has been given with reference to various embodiments of the invention. Professionals in the field to which the invention applies will understand that variations and changes in the described structures and methods of operation can be practiced without meaningfully abandoning the principle, idea and scope of this invention.

Claims

1. Oil and gas well drilling system (10) comprising: - a drive system (18) having an output shaft (30), - a drill string (14) which is rotated by means of the drive system (18), and - an instrumented, internal safety valve ( 34, 36) against blowout for the connection between the drive system's (18) output shaft (30) and the drill string (14), characterized in that the valve (34, 36) comprises: - a valve housing (49), and - one or more measuring devices (52) mounted on the valve housing (49) for measuring desired drilling parameters for the drill string (14) during a drilling operation in an oil and gas well.

2. Drilling system as stated in claim 1, where the valve also comprises an electronics package (54) mounted on the valve housing (49) for recording desired drilling parameters for the drill string (14) and for sending signals to a drilling floor (19), so that a drilling operator can observe the drilling parameters during a drilling operation.

3. Drilling system as stated in claim 1 or 2, where the valve housing (49) has an annular groove (51), in which the one or more measuring devices (52) are mounted.

4. Drilling system as specified in claims 2 and 3, where the electronics package (54) is mounted in the valve housing (49)'s annular groove (51).

5. Drilling system as stated in claim 1, where the one or more measuring devices (52) is a measuring device calibrated to measure the weight of the drill string (14).

6. Drilling system as stated in claim 1, where the one or more measuring devices (52) is a measuring device calibrated to measure the torque transmitted on the drill string (14).

7. Drilling system as set forth in claim 1, wherein the drive system (18) is a top drive drilling system.