NO340819B1

NO340819B1 - Method and set-up tool for running in a liner hanger assembly

Info

Publication number: NO340819B1
Application number: NO20170064A
Authority: NO
Inventors: Frank C Adamek; David Mcguckien; Jim Sinnott
Original assignee: Vetco Gray Inc
Priority date: 2007-06-18
Filing date: 2017-01-17
Publication date: 2017-06-26
Also published as: NO340232B1; NO20170064A1; NO20082785L

Description

Oppfinnelsen angår et setteverktøy og en framgangsmåte for innkjøring av en foringsrørhengermontasje, slik det framgår av den innledende del av henholdsvis patentkrav 1 og 4. The invention relates to a setting tool and a procedure for driving in a casing trailer assembly, as is apparent from the introductory part of patent claims 1 and 4 respectively.

Bakgrunn Background

Muligheten for å spenne foringsrør eller produksjonsrør etter en tilbakekopling av foringsrøret eller produksjonsrøret til et undersjøisk brønnhode eller en havbunnhenger er vanskelig å gjennomføre når slik spenning må etableres under kontroll av brønnutblåsning. Som et resultat av dette kan justerbare systemer med foringsrørhengere eller produksjonsrørhengere være uoverkommelig kostbare og urimelig komplekse. De foreliggende eksemplene på utførelsesformer av oppfinnelsen er rettet mot i det minste minimering av noen av begrensningene og ulempene med konvensjonelle systemer for oppheng av foringsrør eller produksjonsrør. The possibility of tensioning casing or production pipe after a return connection of the casing or production pipe to a subsea wellhead or a seabed trailer is difficult to implement when such tension must be established under control of well blowout. As a result, adjustable casing hanger or production tubing hanger systems can be prohibitively expensive and unreasonably complex. The present examples of embodiments of the invention are aimed at at least minimizing some of the limitations and disadvantages of conventional systems for suspending casing or production pipe.

US patentskrift 5,060,724 beskriver en tetningsanordning for en foringsrørhenger med en låseseksjon som vil låse tetningsanordningen til foringsrørhengeren og til brønnhodehuset. Tetningsanordningen er arrangert for å aktiveres fra en fjerntliggende posisjon uten behov for komplekse setteverktøy og som lettvint kan trekkes ut. US Patent 5,060,724 describes a sealing device for a casing hanger with a locking section that will lock the sealing device to the casing hanger and to the wellhead housing. The sealing device is arranged to be activated from a remote position without the need for complex setting tools and to be easily withdrawn.

Oppfinnelsen The invention

I henhold til oppfinnelsen er det framskaffet et setteverktøy og en framgangsmåte for innkjøring av en foringsrørhengermontasje, slik det framgår av den karakteriserende del av henholdsvis patentkrav 1 og 4. Ytterligere fordelaktige trekk framgår av de respektive uselvstendige patentkravene. In accordance with the invention, a setting tool and a procedure for driving in a casing hanger assembly have been provided, as is apparent from the characterizing part of patent claims 1 and 4, respectively. Further advantageous features appear from the respective independent patent claims.

Figurer Figures

Figur 1 er ei skjematisk skisse som viser et foringsrør som spennes mellom et undersjøisk brønnhode og et overflatebrønnhode i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 2 er ei delsnittskisse av overflatebrønnhodet og foringsrørhengeren i systemet vist i figur 1, og er vist i en posisjon som holder foringsrøret i spenning. Figur 3 er ei delsnittskisse av foringsrørhengermontasjen i figur 2, vist i en forberedende posisjon. Figur 4 er ei snittskisse av foringsrørhengermontasjen i figur 2, med det ytre huset av foringsrørhengermontasjen rotert nedover for å støtte spenning i foringsrøret. Figur 5 er ei snittskisse av foringsrørhengermontasjen lik den i figur 4, men viser en låsering som er slått ut i inngrep med overflatebrønnhodet for å hindre oppadrettet bevegelse av foringsrørhengeren. Figur 6 er ei perspektivskisse av en del av en aktivatorring av foringsrørhengermontasjen vist i figur 2-5. Figur 7 er ei delsnittskisse som viser deler av et setteverktøy for foringsrørhengermontasjen vist i figur 2-5. Figure 1 is a schematic sketch showing a casing which is spanned between a subsea wellhead and a surface wellhead according to the present invention. Figure 2 is a partial sectional sketch of the surface wellhead and the casing hanger in the system shown in Figure 1, and is shown in a position that holds the casing in tension. Figure 3 is a partial sketch of the casing hanger assembly in Figure 2, shown in a preparatory position. Figure 4 is a sectional view of the casing hanger assembly of Figure 2, with the outer casing of the casing hanger assembly rotated downward to support tension in the casing. Figure 5 is a sectional sketch of the casing hanger assembly similar to that in Figure 4, but shows a locking ring which is turned out in engagement with the surface wellhead to prevent upward movement of the casing hanger. Figure 6 is a perspective sketch of part of an activator ring of the casing hanger assembly shown in Figures 2-5. Figure 7 is a partial sectional sketch showing parts of a setting tool for the casing hanger assembly shown in figures 2-5.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Detailed description of the invention

Med henvisning til figur 1, har en brønn en undersjøisk brønnhodemontasje som i dette eksemplet omfatter et hus 11 på havbunnen lokalisert ved den øvre enden av et lederør med stor diameter som rager ned i brønnen. En undersjøisk foringsrørhenger 13 er landet i huset 11 for å holde en første streng med foringsrør som rager ned i brønnen. En annen foringsrørhenger (ikke vist) kunne deretter være landet i foringsrørhengeren 13 for å holde en andre streng med foringsrør. Ekstra strenger med foringsrør kan bæres på tilsvarende måte. Med en undersjøisk havbunnkomplettering som illustrert her, vil ikke foringsrørhengeren 13 tette til huset 11, og den ekstra foringsrørhengeren vil ikke tette mot den undersjøiske foringsrørhengeren 13. Huset 11 kan alternativt omfatte et undersjøisk brønnhodehus der foringsrørhengerne landes og tettes i huset. With reference to Figure 1, a well has a subsea wellhead assembly which in this example comprises a housing 11 on the seabed located at the upper end of a large diameter guide pipe which projects down into the well. A subsea casing hanger 13 is landed in the housing 11 to hold a first string of casing projecting down into the well. Another casing hanger (not shown) could then be landed in the casing hanger 13 to hold a second string of casing. Additional strings with casing can be carried in a similar manner. With a subsea seabed completion as illustrated here, the casing hanger 13 will not seal to the housing 11, and the additional casing hanger will not seal against the subsea casing hanger 13. The housing 11 may alternatively comprise a subsea wellhead housing where the casing hangers are landed and sealed in the housing.

En plattform 19 er forbundet med den undersjøiske brønnhodemontasjen via et lederør 15, som er koplet tilbake til det undersjøiske huset 11 og rager oppover til en overflatebrønnhodemontasje på brønndekket 19 av plattformen. I dette eksemplet støttes plattformen på ben som rager ned til havbunnen, og brønndekket 19 er på denne måten festet og blir ikke utsatt for bølgebevegelser. Overflatebrønnhodemontasjen omfatter et hus 17 lokalisert ved den øvre enden av lederøret 15 og bæres av brønndekket 19. Et foringsrørhode eller hus 21 er festet på overflatehuset 17. F6ringsrørhodet21 har i denne utførelsesformen et flertall uttrekkbare belastningsskuldre 23, men faste belastningsskuldre kan også anvendes. En utblåsningssikring 25 (BOP) er vist koplet til den øvre enden av foringsrørhodet 21. Ekstra foringsrørhoder og et produksjonsrørhode kan være lokalisert mellom foringsrørhodet 29 og BOP 25. BOP 25 er lokalisert under et boredekk 27 på plattformen 19. Etter at brønnen er komplettert, blir BOP 25 fjernet og et produksjonstre blir installert. A platform 19 is connected to the subsea wellhead assembly via a conduit 15, which is connected back to the subsea housing 11 and projects upwards to a surface wellhead assembly on the well deck 19 of the platform. In this example, the platform is supported on legs that project down to the seabed, and the well deck 19 is thus fixed and is not exposed to wave movements. The surface wellhead assembly comprises a housing 17 located at the upper end of the guide pipe 15 and is supported by the well cover 19. A casing head or housing 21 is attached to the surface housing 17. In this embodiment, the casing head 21 has a plurality of extendable load shoulders 23, but fixed load shoulders can also be used. A blowout preventer 25 (BOP) is shown connected to the upper end of the casing head 21. Additional casing heads and a production casing head may be located between the casing head 29 and the BOP 25. The BOP 25 is located below a drill deck 27 on the platform 19. After the well is completed, the BOP 25 is removed and a production tree is installed.

Figur 1 viser også en streng med foringsrør 29 som er tilbakekoplet fra den undersjøiske foringsrørhengeren 13 til overflatebrønnhodet 21. En foringsrørhenger 31 er lokalisert ved den øvre enden av foringsrøret 29 for å støtte foringsrøret 29 på belastningsskuldre 23 av foringsrørhodet 21. Figure 1 also shows a string of casing 29 that is fed back from the subsea casing hanger 13 to the surface wellhead 21. A casing hanger 31 is located at the upper end of the casing 29 to support the casing 29 on load shoulders 23 of the casing head 21.

Et setteverktøy 33 er festet til en settestreng 34 som kjører foringsrøret 29. Med settestrengen 34 roterer operatøren montasjen slik at foringsrøret 29 kommer i inngrep med den undersjøiske foringsrørhengeren 13, og trekker deretter oppover for å utøve en ønsket grad av spenning på foringsrøret 29. Operatøren vil deretter forårsake at setteverktøyet 33 roterer hengeren 31 nedover på belastningsskuldrene 23 og samtidig holde foringsrøret 29 i spenning. Etter at foringsrørhengeren 31 er kommet i kontakt med belastningsskuldrene 23, kan operatøren fjerne setteverktøyet 33, og foringsrørhengeren 31 vil bære foringsrøret 29 med denønskede grad av spenning. Oppgaven med å sette overflateforingsrørhengeren 31 på belastningsskuldrene 23 med denønskede grad av spenning i foringsrøret 29 håndteres fjernt fra riggdekket 27 gjennom utblåsningssikringen 25 som forklart nedenfor. A setting tool 33 is attached to a setting string 34 that drives the casing 29. With the setting string 34, the operator rotates the assembly so that the casing 29 engages the subsea casing hanger 13, and then pulls upward to exert a desired degree of tension on the casing 29. The operator will then cause the setting tool 33 to rotate the hanger 31 downwards on the load shoulders 23 and at the same time keep the casing 29 in tension. After the casing hanger 31 has come into contact with the load shoulders 23, the operator can remove the setting tool 33, and the casing hanger 31 will carry the casing 29 with the desired degree of tension. The task of placing the surface casing hanger 31 on the load shoulders 23 with the desired degree of tension in the casing 29 is handled remotely from the rig deck 27 through the blowout preventer 25 as explained below.

Med henvisning til figur 2, er det illustrert flere detaljer ved montasjen av foringsrørhengeren 31 vist med foringsrørhengeren 31 i en montert posisjon med spenning. Figur 2 viser også tre indre strenger 35, hvorav to med foringsrør og ett med produksjonsrør, som også bæres og spennes av tilsvarende mekanismer som ikke er vist og som er lokalisert over foringsrørhodet 21. Foringsrørhengeren 31 har gjenger på dens nedre ende som er festet til foringsrøret 29. Foringsrørhengeren 31 har innvendige gjenger 37 på sin øvre ende som er i inngrep av setteverktøyet 33 (figur l)for å bære foringsrørhengeren 31. Den øvre enden av foringsrørhengeren 31 er tykkere enn dens nedre del og har en nedadrettet skulder 39 på utsiden. Et sett med utvendige gjenger 41 er lokalisert like under skulderen 39 og rager nedover til hovedsakelig den nedre enden av foringsrørhengeren 31. En stoppring 43 kan være festet til de utvendige gjengene 41 ved den nedre enden. Stoppringen 43 har en bruddskrue for å holde stoppringen 43 ved en ønsket ikke-roterende posisjon på gjengene 41. With reference to Figure 2, several details are illustrated in the assembly of the casing hanger 31 shown with the casing hanger 31 in a mounted position with tension. Figure 2 also shows three inner strings 35, two with casing and one with production pipe, which are also carried and tensioned by corresponding mechanisms not shown and which are located above the casing head 21. The casing hanger 31 has threads on its lower end which are attached to the casing 29. The casing hanger 31 has internal threads 37 on its upper end which are engaged by the setting tool 33 (Figure 1) to support the casing hanger 31. The upper end of the casing hanger 31 is thicker than its lower part and has a downwardly directed shoulder 39 on the outside . A set of external threads 41 is located just below the shoulder 39 and extends downward to substantially the lower end of the casing hanger 31. A stop ring 43 may be attached to the external threads 41 at the lower end. The stop ring 43 has a break screw to hold the stop ring 43 at a desired non-rotating position on the threads 41.

Montasjen med foringsrørhenger 31 omfatter et rørformet ytre hus 45 som har innvendige gjenger som festes til utvendige gjenger 41. Det ytre huset 45 kan roteres mellom en nedre posisjon vist i figur 2, med sin nedre ende i kontakt med stoppringen 43, og en øvre posisjon med sin øvre ende i kontakt med skulderen 39, vist i figur 3. Det ytre huset 45 har en nedre konisk del som hviler på uttrekkbare belastningsskuldre 23 når de beveges innover som vist i figur 4. Det ytre huset 45 overfører på denne måten vekten og spenningen i foringsrøret 29 til belastningsskuldrene 23. The casing hanger assembly 31 comprises a tubular outer housing 45 which has internal threads which attach to external threads 41. The outer housing 45 can be rotated between a lower position shown in Figure 2, with its lower end in contact with the stop ring 43, and an upper position with its upper end in contact with the shoulder 39, shown in Figure 3. The outer housing 45 has a lower conical portion which rests on extendable load shoulders 23 when moved inwards as shown in Figure 4. The outer housing 45 thus transfers the weight and the tension in the casing 29 to the load shoulders 23.

I denne utførelsesformen er det også forsynt midler for å hindre eventuell oppadrettet bevegelse av foringsrørhengeren 31 grunnet termisk ekspansjon eller uventet brønntrykk. I dette eksemplet omfatter midlene en splittring 47 som bæres på utsiden av det ytre huset 45.1 starten er splittringen 47 inntrukket til posisjonen vist i figur 3. I den ekspanderte posisjonen vist i figur 5, er splittringen i inngrep med en tilpassende formet sporprofil 49 formet i kanalen av foringsrørhodet 21. Foringsrørhengermontasjen omfatter en aktivatorring 51 som har to funksjoner: der funksjonene består i å overføre rotasjon til det ytre huset 45 samt tvinge splittringen 47 til inngrep med profilen 49. Aktivatorringen 51 har en avfaset utside som passer overens med en avfaset overflate på den indre diameteren av splittringen 47, slik at den beveges utover når aktivatorringen 51 skyves nedover. Et flertall momentkiler 53 (bare en er vist) er lokalisert i motsvarende spor i den indre diameter av aktivatorringen 51 og på den utvendige diameter av det ytre huset 55. Momentkilene 53 overfører rotasjonsbevegelse av aktivatorringen 51 til det ytre huset 45. En holdering57 er festet til en øvre del av det ytre huset 45 for å holde momentkilene 53 og aktivatorringen 51 på det ytre huset 45. In this embodiment, means are also provided to prevent any upward movement of the casing hanger 31 due to thermal expansion or unexpected well pressure. In this example, the means comprise a split ring 47 which is carried on the outside of the outer housing 45.1 the split ring 47 is initially retracted to the position shown in Figure 3. In the expanded position shown in Figure 5, the split ring is engaged with a suitably shaped groove profile 49 shaped in the channel of the casing head 21. The casing hanger assembly comprises an activator ring 51 which has two functions: where the functions consist of transmitting rotation to the outer housing 45 and forcing the split ring 47 into engagement with the profile 49. The activator ring 51 has a chamfered outside which matches a chamfered surface on the inner diameter of the split ring 47 so that it is moved outwards when the activator ring 51 is pushed downwards. A plurality of torque wedges 53 (only one is shown) are located in corresponding grooves in the inner diameter of the activator ring 51 and on the outer diameter of the outer housing 55. The torque wedges 53 transmit rotational motion of the activator ring 51 to the outer housing 45. A retaining ring 57 is attached to an upper part of the outer housing 45 to hold the torque wedges 53 and the activator ring 51 on the outer housing 45.

Figur 2 viser også en avstandsring 59 som rager mellom den øvre enden av aktivatorringen 51 og en konvensjonell tetningsmontasje 61. Tetningsmontasjen 61 kan for eksempel være en metall-til-metall-tetning som tetter mellom den utvendige diameter av den øvre delen av foringsrørhengeren 31 og kanalen i foringsrørhodet 21. Tetningsmontasjen 61 installeres på vanlig måte etter at det ytre huset 45 er satt i posisjonen i figur 5. Figure 2 also shows a spacer ring 59 projecting between the upper end of the activator ring 51 and a conventional seal assembly 61. The seal assembly 61 may for example be a metal-to-metal seal that seals between the outside diameter of the upper part of the casing hanger 31 and the channel in the casing head 21. The seal assembly 61 is installed in the usual way after the outer housing 45 is set in the position in Figure 5.

Med henvisning til figur 6, har aktivatorringen 51 midler for mottak av moment overført fra setteverktøyet 33 (figur 1). Dette midlet omfatter en rekke knaster 63 arrangert i form av en krone på den øvre enden. Hver knast 63 er et delvis sylinderformet segment adskilt av uttak 65 fra den tilgrensende knast 63. Aktivatorringen 51 har dessuten fortrinnsvis et flertall spor 67 formet på den indre diameter av hver knast 63. Spor 67 setter en operatør i stand til å føre inn et uttrekksverktøy for å trekke aktivatorringen 51 oppover fra posisjonen vist i figur 2 for å sette splittringen 47 i stand til å trekkes ut for uttrekking av hengeren 31, omønskelig. With reference to Figure 6, the activator ring 51 has means for receiving torque transmitted from the setting tool 33 (Figure 1). This means comprises a series of knobs 63 arranged in the form of a crown on the upper end. Each cam 63 is a partially cylindrical segment separated by recess 65 from the adjacent cam 63. The activator ring 51 also preferably has a plurality of grooves 67 formed on the inner diameter of each cam 63. Grooves 67 enable an operator to insert an extraction tool to pull the activator ring 51 upwards from the position shown in figure 2 to enable the split ring 47 to be withdrawn for withdrawal of the hanger 31, undesirably.

Med henvisning til figur 3, som er ei skisse av det ytre huset 45 i en innsettingsposisjon, holder fortrinnsvis en eller flere bruddtapper 69 ringen 51 frigjørbart i den øvre posisjonen. Bruddtappene 69 rager gjennom aktivatorringen 51 inn til det ytre huset 45. Splittringen 47 er vendt innover og kan holdes mot rotasjon ved hjelp av antirotasjonstapper 71, vist i figur 3. Ei momentmuffe 73 på setteverktøyet 31 (figur 1) glir mellom den utvendige diameter av den øvre del av foringsrørhengeren 31 og kanalen i foringsrørhodet 21 samt mellom holderingen 57 og kanalen i foringsrørhodet 21. Momentmuffa 73 rager inn til inngrep med knaster 63 (figur 3) for å rotere aktivatorringen 51 og det ytre huset 45. With reference to figure 3, which is a sketch of the outer housing 45 in an insertion position, preferably one or more break pins 69 hold the ring 51 releasably in the upper position. The break pins 69 project through the activator ring 51 into the outer housing 45. The split ring 47 is turned inwards and can be held against rotation by means of anti-rotation pins 71, shown in figure 3. A torque sleeve 73 on the setting tool 31 (figure 1) slides between the outer diameter of the upper part of the casing hanger 31 and the channel in the casing head 21 as well as between the retaining ring 57 and the channel in the casing head 21. Torque sleeve 73 protrudes into engagement with lugs 63 (figure 3) to rotate the activator ring 51 and the outer housing 45.

Figur 7 illustrerer ett eksempel på et setteverktøy 33, og viser momentmuffa 73 med knaster 75 på sin nedre ende som griper inn med knaster 63 (figur 6) på aktivatorringen 51. Momentmuffa 73 er festet til et beskyttende dekselorgan 77 med gjenger 78. Et endedeksel 79 er lokalisert inne i den indre diameter av momentmuffa 73 like under dekslet 77. Endedekslet 79 og momentmuffa 73 har momentkiler 81 som passer overens for overføring av rotasjonsbevegelse av endedekslet 79 til momentmuffa 73. Momentkilene 81 tillater at momentmuffa 73 beveges vertikalt i forhold til endedekslet 79. Endedekslet 79 er festet med gjenger 83 til et indre støttehus 85. Det indre støttehuset 85 bæres av en spindel eller nav 87. Øvre og nedre lagre 89 tilrettelegger for rotasjonsbevegelse av det indre støttehuset 85 i forhold til spindelen 87. En holdering 91 er festet med gjenger til navet 87 over det øvre settet med lagre 89 for å holde det indre støttehuset 85 med navet 87. Figure 7 illustrates one example of a setting tool 33, and shows the torque sleeve 73 with lugs 75 on its lower end which engages with lugs 63 (Figure 6) on the activator ring 51. The torque sleeve 73 is attached to a protective cover member 77 with threads 78. An end cover 79 is located inside the inner diameter of the torque sleeve 73 just below the cover 77. The end cover 79 and the torque sleeve 73 have torque wedges 81 that match to transmit rotational movement of the end cover 79 to the torque sleeve 73. The torque wedges 81 allow the torque sleeve 73 to move vertically relative to the end cover 79. The end cover 79 is attached with threads 83 to an inner support housing 85. The inner support housing 85 is carried by a spindle or hub 87. Upper and lower bearings 89 facilitate rotational movement of the inner support housing 85 in relation to the spindle 87. A retaining ring 91 is threadedly attached to the hub 87 above the upper set of bearings 89 to hold the inner support housing 85 with the hub 87.

Et drevet gir 93 er montert nær den øvre enden og på den indre diameter av indre støttehus 85. Giret 93 er i inngrep med et drevet gir 95. Giret 95 er montert på en aksel 97 av en momentenhet 99. Momentenheten 99 kan omfatte en girboks og er montert stasjonært på navet 8 ved hjelp av gjenger samt en anti-rotasjonstapp 101. Momentenheten 99 er drevet av en motor 103. Motoren 103 kan være elektrisk eller hydraulisk og forårsaker rotasjon av giret 95, som igjen fører til rotasjon av momentmuffa 73 i forhold til navet 87. Effekt tilføres til motoren 103 fra overflata. A driven gear 93 is mounted near the upper end and on the inner diameter of inner support housing 85. The gear 93 meshes with a driven gear 95. The gear 95 is mounted on a shaft 97 of a torque unit 99. The torque unit 99 may comprise a gearbox and is mounted stationary on the hub 8 by means of threads and an anti-rotation pin 101. The torque unit 99 is driven by a motor 103. The motor 103 can be electric or hydraulic and causes rotation of the gear 95, which in turn causes rotation of the torque sleeve 73 in relative to the hub 87. Power is supplied to the motor 103 from the surface.

Navet 87 er et rørformet organ med en nedre del som oppviser gjenger 105. Gjengene 105 griper inn med innvendige gjenger 37 (figur 2) på foringsrørhengeren 31 for å støtte foringsrørhengeren 31 og foringsrøret 29. Den øvre enden av navet 105 er gjenget opp for å festes til settestrengen 34 (figur 1). Momentmuffa 73 er lokalisert mellom den ytre diameter av foringsrørhengeren 31 og den indre diameter av foringsrørhodet 21. Knaster 75 griper inn med knaster 63 (figur 6) på aktivatorring 51. The hub 87 is a tubular member with a lower portion having threads 105. The threads 105 engage internal threads 37 (Figure 2) on the casing hanger 31 to support the casing hanger 31 and the casing 29. The upper end of the hub 105 is threaded up to is attached to the set string 34 (figure 1). The torque sleeve 73 is located between the outer diameter of the casing hanger 31 and the inner diameter of the casing head 21. Cams 75 engage with cams 63 (Figure 6) on activator ring 51.

Som angitt foran, etter rotasjon av momentmuffa 73, vil setteverktøyet 33 slå momentmuffa 73 nedover for å skyve aktivatorring 51 fra den øvre posisjonen i figur 3 til den nedre posisjonen i figur 5. Denne bevegelsen håndteres hydraulisk uten verken vertikal eller rotasjonsmessig bevegelse av settestrengen 34 (figur 1). En hydraulisk fluidpassasje 107 er forbundet med en tilførselsledning for trykksatt hydraulikkfluid (ikke vist) og rager ned gjennom navet 87. Passasjen 107 løper gjennom det indre støttehuset 85 til et kammer 109. Kammeret 109 er på sin nedre ende forsynt med et stempelorgan 111 formet på den indre diameter av momentmuffa 73. Den øvre enden av kammeret 109 er definert av endedekslet 79. Stempelorganet 111 vil i starten være i en øvre posisjon inne i kammeret 109 og beveges nedover til den nedre posisjonen vist når det tilføres hydraulisk trykk til passasjen 107. As indicated above, after rotation of the torque sleeve 73, the setting tool 33 will strike the torque sleeve 73 downward to push the activator ring 51 from the upper position in Figure 3 to the lower position in Figure 5. This movement is handled hydraulically without either vertical or rotational movement of the setting string 34 (figure 1). A hydraulic fluid passage 107 is connected to a supply line for pressurized hydraulic fluid (not shown) and projects down through the hub 87. The passage 107 runs through the inner support housing 85 to a chamber 109. The chamber 109 is provided at its lower end with a piston member 111 shaped on the inner diameter of the torque sleeve 73. The upper end of the chamber 109 is defined by the end cover 79. The piston member 111 will initially be in an upper position inside the chamber 109 and is moved downwards to the lower position shown when hydraulic pressure is applied to the passage 107.

Under drift, med henvisning til figur 1, når operatøren ønsker å kople tilbake og spenne foringsrøret 29, vil operatøren dra til strengen med foringsrør 29 og feste foringsrørhengeren 31. Operatøren kopler setteverktøyet 33 til foringsrørhengeren 31 ved å rotere setteverktøyet 33 i forhold til foringsrørhengeren 31 for å gripe inn med gjenger 37 (figur 2). Det ytre huset 45 vil være i den øvre posisjonen vist i figur 3 med sin øvre ende liggende an mot foringsrørhengerens skulder 39. Operatøren fester settestrengen 34 til den øvre enden av setteverktøyet 33 og senker montasjen som illustrert i figur 1 inntil tilbakekoplingsorganet på den nedre enden av foringsrøret 29 kontakter den undersjøiske foringsrørhenger 13. Operatøren roterer hele montasjen ved å rotere settestrengen 34 og forårsake at foringsrøret 29 roteres for å feste tilbakekoplingen til den undersjøiske foringsrørhenger 13. In operation, referring to Figure 1, when the operator wishes to re-engage and tighten the casing 29, the operator will pull to the string of casing 29 and attach the casing hanger 31. The operator connects the setting tool 33 to the casing hanger 31 by rotating the setting tool 33 relative to the casing hanger 31 to engage with threads 37 (figure 2). The outer housing 45 will be in the upper position shown in Figure 3 with its upper end resting against the casing hanger shoulder 39. The operator attaches the setting string 34 to the upper end of the setting tool 33 and lowers the assembly as illustrated in Figure 1 until the feedback means on the lower end of the casing 29 contacts the subsea casing hanger 13. The operator rotates the entire assembly by rotating the set string 34 and causing the casing 29 to rotate to attach the return to the subsea casing hanger 13.

Etter foringsrøret 29 (figur 1) har blitt tilbakekoplet, trekker operatøren en ønsket spenning på foringsrør 29 ved å trekke settestrengen 34 oppover (figur 1), som vist i figur 3. Uttrekkbare belastningsskuldre 34 vil på dette tidspunktet etter all sannsynlighet fremdeles være tilbaketrukket. Etter at spenning har blitt påført, vil operatøren strekke belastningsskuldrene 23 til denønskede posisjon i figur 4. Stoppringen 43 vil være distansert under belastningsskuldrene 23. Operatøren vil deretter rotere momentmuffa 73, som igjen forårsaker at aktivatorring 51, splittring 47 og ytre hus 45 roterer sammen. Operatøren forårsaker rotasjonen ved å tilføre effekt til motoren 103 (figur 7), som roterer giret 95. Giret 95 roterer giret 93, som forårsaker at det indre støttehuset 85 roterer. Momentmuffa 73 roteres med det indre støttehuset 85 og forårsaker rotasjon av det ytre huset 45 gjennom inngrepet med knastene 63 (figur 6) på aktivatorring 51 (figur 4). Denne rotasjonen forårsaker at gjengene 41 beveger det ytre huset 45 nedover inntil det kommer i kontakt med belastningsskuldrene 23 som vist i figur 4. After casing 29 (figure 1) has been reconnected, the operator draws a desired tension on casing 29 by pulling the set string 34 upwards (figure 1), as shown in figure 3. Retractable load shoulders 34 will at this point in all likelihood still be retracted. After tension has been applied, the operator will extend the load shoulders 23 to the desired position in Figure 4. The stop ring 43 will be spaced below the load shoulders 23. The operator will then rotate the torque sleeve 73, which in turn causes the activator ring 51, split ring 47 and outer housing 45 to rotate together . The operator causes the rotation by applying power to the motor 103 (Figure 7), which rotates the gear 95. The gear 95 rotates the gear 93, which causes the inner support housing 85 to rotate. The torque sleeve 73 is rotated with the inner support housing 85 and causes rotation of the outer housing 45 through the engagement with the cams 63 (Figure 6) on the activator ring 51 (Figure 4). This rotation causes the threads 41 to move the outer housing 45 downward until it contacts the load shoulders 23 as shown in Figure 4.

Etter rotasjon av foringsrørhengerens ytre hus 45 til inngrep med belastningsskuldre 23, vil operatøren slå aktivatorring 51 nedover for å skyve splittringen 47 inn i profilen 49, som vist i figur 5. Operatøren håndterer denne bevegelsen ved å tilføre hydraulisk trykk til passasjen 107, som virker på stemplet 111 og driver det nedover. After rotation of the casing hanger outer housing 45 into engagement with load shoulders 23, the operator will strike the activator ring 51 downward to push the split 47 into the profile 49, as shown in Figure 5. The operator handles this movement by applying hydraulic pressure to the passage 107, which acts on piston 111 and drives it downwards.

Operatøren vil deretter frigjøre setteverktøyet 33 fra foringsrørhenger 31 og trekke det ut. For frigjøring, blir navet 87 rotert i forhold til foringsrørhengeren 31for å skru opp gjengekoplingen 105. Dette kan utføres uten inntrekking av momentmuffa 73 fordi navet 87 er roterbart i forhold til momentmuffa 73. Operatøren kjører deretter inn og setter tetningsmontasjen 61 (figur 2). Operatøren gjentar prosessen for andre foringsrørstrenger og produksjonsrør. The operator will then release the setting tool 33 from the casing hanger 31 and pull it out. For release, the hub 87 is rotated relative to the casing hanger 31 to unscrew the threaded coupling 105. This can be performed without retraction of the torque sleeve 73 because the hub 87 is rotatable relative to the torque sleeve 73. The operator then drives in and sets the seal assembly 61 (Figure 2). The operator repeats the process for other casing strings and production pipes.

Claims

1. Insertion tool (33) for driving in a casing hanger assembly (31) and attaching it to the inside of a housing (45) which comprises an inner track profile (49) and an inner strain gauge (23), characterized in that it comprises a tubular spindle (87) comprising external threads at a lower end for releasable engagement with an upper end of the casing hanger assembly (31); a tubular inner support housing (85) rotatably connected to the tubular spindle (87), and a torque sleeve (73) movably coupled to the tubular inner support housing (85) for longitudinal movement relative thereto and comprising one or more lugs (63) at a lower end for transmitting torque to a portion of the casing hanger assembly (31), wherein the torque sleeve (73) protrudes into engagement with the lugs (63) of an activator ring (51) to rotate the activator ring (51) and the outer housing (45).

2. Setting tool (33) according to claim 1, characterized in that a hydraulic flow passage (107) is defined in the tubular spindle (87) to lead hydraulic fluid into a piston chamber (109).

3. Setting tool (33) according to claim 1, characterized in that a motor (103) is connected to the tubular spindle (87) for transferring torque from the tubular spindle (87) to the inner tubular support housing (85) and torque sleeve (73) , a piston chamber (109) defined between the inner tubular support housing (85) and torque sleeve (73), and a piston (111) positioned inside the piston chamber (109) coupled to one end of the torque sleeve (73) for displacing the torque sleeve (73) relative to the inner tubular support housing (85) in a longitudinal direction.

4. Procedure for running in a casing hanger assembly (31) using a setting tool (33) according to one of claims 1 to 5, characterized by releasably connecting one end of the casing hanger assembly (31) to a string of casing (29), connecting one end of a setting tool (33) to the other end of the casing hanger assembly (31), to drive the casing hanger assembly (31) and the string of casing (29) into the housing using the setting tool (33), using the setting tool (33) to rotate an outer portion of the casing hanger assembly (31) relative to an inner portion of the casing hanger assembly (31), and using the setting tool (33) to displace another outer part of the casing hanger assembly (31) in a longitudinal direction relative to the inner part of the casing hanger assembly (31) to attach the casing hanger assembly (31) to the housing (45).

5. Method according to claim 4, characterized in that driving the casing hanger assembly (31) and the string with casing pipe (29) into the housing (45) using the setting tool (33), comprises driving the casing hanger assembly (31) and the string with casing pipe (29) into the housing (45) until part of the casing hanger assembly (31) contacts the inner load shoulder (23) at the housing (45).

6. Method according to claim 4, characterized in that the use of the setting tool (33) to rotate an outer part of the casing hanger assembly (31) relative to an inner part of the casing hanger assembly (31) comprises rotation of the outer part of the setting tool (33) relative to a inner part of the setting tool (33).

7. Method according to claim 4, characterized in that the use of the setting tool (33) to displace another external part of the casing hanger assembly (31) in a longitudinal direction relative to the inner part of the casing hanger assembly (31) in order to attach the casing hanger assembly (31) to the housing ( 45), comprises displacement of an outer part of the setting tool (33) relative to an inner part of the setting tool (33) in a longitudinal direction.

8. Method according to claim 4, characterized in that the use of the setting tool (33) to rotate an outer part of the casing hanger assembly (31) relative to an inner part of the casing hanger assembly (31) comprises rotation of the outer part of the setting tool (33) relative to a inner part of the setting tool (33), and using the setting tool (33) to displace another outer part of the casing hanger assembly (31) in a longitudinal direction relative to the inner part of the casing hanger assembly (31) to attach the casing hanger assembly (31) to the housing (45), comprises displacement of an outer part of the setting tool (33) relative to an inner part of the setting tool (33) in a longitudinal direction.

9. Method according to claim 4, characterized in that the end of the setting tool (33) is disconnected from the other end of the casing hanger assembly (31) after the casing hanger assembly (31) has been attached to the housing (45).