JPS5832272B2 - Riser device reaching submarine well from drilling ship - Google Patents

Description

【発明の詳細な説明】 本発明は海上船舶から行う海底作業に関する。[Detailed description of the invention] The present invention relates to undersea operations carried out from marine vessels.

特に、本発明は掘削船からの油井および同様な坑井の掘
削に使用するための改良された海中ライザー装置に関す
る。In particular, the present invention relates to an improved subsea riser apparatus for use in drilling oil and similar wells from a drilling vessel.

近年、油およびガスの探索が次第に深海へ拡張されてき
た。In recent years, oil and gas exploration has increasingly expanded into deeper waters.

非常に深い海底における底部支持プラットホームの使用
は経済的配慮ならびに物理的制限からしばしば妨害され
る。The use of bottom support platforms in very deep seabeds is often precluded by economic considerations as well as physical limitations.

それ故、はとんどの深海における海底掘削は掘削装置お
よび櫓ならびに付属掘削工具を支持する掘削船から行わ
れる。Therefore, most deep-sea subsea drilling is performed from a drilling vessel supporting a drilling rig and oars and associated drilling tools.

掘削船と坑口との相互連結には通常ライザーパイプを用
いる。Riser pipes are usually used to interconnect the drilling vessel and the wellhead.

掘削船からライザーを通して海底にある坑口中へ掘削ス
トリングを伸ばす。The drilling string is extended from the drilling vessel through the riser into the wellhead on the seabed.

ライザーパイプは掘削ストリングを坑口中へ案内し且つ
ライザーパイプと掘削ストリングとの間の環内で、掘削
作業中掘削流体を掘削船に戻す動きをする。The riser pipe guides the drilling string into the wellhead and moves within the annulus between the riser pipe and the drilling string to return drilling fluid to the drilling vessel during drilling operations.

ライザーパイプの重量およびパイプ内の応力が水深と共
に増加するので、海中ライザーは現在海上からの掘削作
業における制限要素と見做されている。Subsea risers are currently viewed as a limiting factor in offshore drilling operations, as the weight of the riser pipe and the stresses within the pipe increase with water depth.

ライザーパイプの応力に加えて、風や波や海流の作用に
よって、また掘削船の移動によってライザーパイプに曲
げモーメントを生ずる。In addition to stresses in the riser pipe, bending moments are created in the riser pipe by the action of wind, waves, ocean currents, and by the movement of the drilling vessel.

ライザ一応力を打消すため、掘削船に通常ライザー引張
装置を取付ける。To counteract riser stress, a riser tensioning device is usually installed on a drilling vessel.

これらの引張装置は一定の引張力をライ什−パイブの頂
部に加え、それによってライザーの曲げ応力を軽減させ
る。These tension devices apply a constant tension force to the top of the life pipe, thereby relieving bending stresses in the riser.

ライザーの端部間に可撓継手を用いてライザーの可撓性
を増加させることも提案されている。It has also been proposed to use flexible joints between the ends of the riser to increase the flexibility of the riser.

しかし、ライザー引張装置も可撓継手も共に軽減できる
ライザ一応力量に限度がある。However, both the riser tensioning device and the flexible joint have a limit to the amount of riser stress that can be reduced.

通常のライザーを用いる通常掘削においては、ライザー
パイプの直径は約４３１．８〜５０８ｉｘｉ（１７〜２
０インチ）である。In normal drilling using normal risers, the diameter of the riser pipe is approximately 431.8 to 508 ixi (17 to 2
0 inch).

ケーシングの挿入に関連して用いられる掘削ビットまた
はその他の大直径工具をライザーパイプ中に通すことが
できるようにするため比較的大きい直径のライザーパイ
プが必要である。A relatively large diameter riser pipe is required to allow a drilling bit or other large diameter tool used in connection with insertion of the casing to be passed through the riser pipe.

しかし、もしもつと小さい直径〔内径３０４．８〜３８
１ｍｒｎ（１２〜１５インチ）〕のライザーを使用する
ことができれば、ライザーの全重量が減少し、ライザー
パイプの応力が著しく軽減されるであろう。However, if the diameter is small [inner diameter 304.8~38
If a 1 mrn (12-15 inch) riser could be used, the overall weight of the riser would be reduced and the stress on the riser pipe would be significantly reduced.

小直径ライザーの主な問題点は坑井中ヘライザーの内径
より直径または幅が広いケーシングまたは工具を入れる
必要がある度毎にライザーを回収しなければならない点
である。The main problem with small diameter risers is that the riser must be retrieved each time it is necessary to insert a casing or tooling that is wider in diameter or width than the inside diameter of the riser in the wellbore.

ライザーの完全な回収を”ライザーリップ（ｒｉｓｅｒ
ｔｒｉｐ）” と呼びかかる毎回のライザートリッ
プには水深、気象条件およびその他の因子にもよるが２
〜２０日かかる。Complete recovery of the riser with “riser lip”
trip)” Each riser trip may take up to 2 days depending on water depth, weather conditions, and other factors.
It will take ~20 days.

深海における掘削作業中２回または３回のライザートリ
ップが必要であれば、費用のかかる掘削時間が４０日ぐ
らい空費される。If two or three riser trips are required during a deepwater drilling operation, as much as 40 days of costly drilling time are wasted.

従って、ライザートリップによって生じる掘削時間の空
費がなく小直径ライザーを使用できる深海掘削装置が要
望されている。Therefore, there is a need for a deep sea drilling rig that can use small diameter risers without wasting drilling time caused by riser trips.

本発明の１つの目的はライザーの周径より大きい直径を
有する掘削ストリング、ケーシングまたは掘削工具を海
底坑井中に入れなければならない度毎に海中ライザーを
海面に戻す必要をなくすことである。One object of the present invention is to eliminate the need to return a subsea riser to the surface each time a drilling string, casing or drilling tool having a diameter greater than the circumference of the riser must be placed into the subsea well.

本発明はブローアウトプリベンタースタック（ｂｌｏｗ
ｏｕｔ ｐｒｅｖｅｎｔｅｒ ５ｔａｃｋ）を変えたり
修正したりする必要があるときにも使用できる。The present invention provides a blowout preventer stack (blowout preventer stack).
It can also be used when it is necessary to change or modify the out preventer 5tack).

本発明のライザーパイプ装置はライザーを海面へ戻さず
に、ライザーを坑口の無い場所に移動させることによっ
てライザーを取除けておき、それによって坑井中への工
具の挿入または坑口装置の変更ができるようにする。The riser pipe device of the present invention allows the riser to be removed by moving the riser to a location where there is no wellhead, without returning the riser to the sea surface, thereby making it possible to insert tools into the wellbore or change the wellhead equipment. Make it.

本発明の１つの実施例では、ライザー装置は上端が掘削
船に連絡し且つ下端が海底坑口または坑口付近にある海
底支持装置に連結するライザーパイプを含む。In one embodiment of the invention, the riser system includes a riser pipe having an upper end communicating with the drilling vessel and a lower end connecting to a subsea support system at or near the wellhead.

ライザーの下端を坑口から取りはずし、且つライザーの
下端が支持装置と支持関係になるようにライザーの下端
を移動させるための装置が設けである。Apparatus is provided for removing the lower end of the riser from the wellhead and for moving the lower end of the riser so that it is in supporting relationship with the support device.

同様に、ライザーを坑口位置に戻すための装置も設けで
ある。Similarly, equipment for returning the riser to the wellhead position is also provided.

ライザーの移動装置は引張装置、支持機構および案内装
置を含むことができる。The riser movement device may include a tensioning device, a support mechanism, and a guiding device.

ライザーの下端の支持装置は支持ポストとライザーの荷
重を構造的に分布させることができるフレームとを含ん
でいてもよい。The support device at the lower end of the riser may include support posts and a frame capable of structurally distributing the load of the riser.

掘削船上にはライザーの上端を支持し且つライザーを引
張状態に保って座屈を防止するための引張装置を設ける
ことができる。A tensioning device may be provided on the drillship to support the upper end of the riser and to keep the riser in tension to prevent buckling.

通常、ライザーが坑口上に置かれるとき、ブローアウト
プリベンタースタックのような海底施設がライザーと坑
口とを連結する。Typically, when the riser is placed over the wellhead, a subsea facility such as a blowout preventer stack connects the riser and the wellhead.

本発明の方法によれば、初め上端が掘削船に連結し且つ
下端が海底坑口に連結していたライザーパイプを坑口か
ら取はずす。According to the method of the present invention, a riser pipe whose upper end is connected to a drilling ship and whose lower end is connected to an underwater wellhead is removed from the wellhead.

次に、ライザーを坑口から離れた位置へ移動させ且つ坑
口付近にある支持装置上に置くことによってライザーを
取除ける。The riser is then removed by moving it away from the wellhead and placing it on a support device near the wellhead.

この操作を逆に行ってライザーを坑口に再度連結させる
ことができる。This operation can be reversed to reconnect the riser to the wellhead.

ライザーとブローアウトプリベンタースタックとを取除
けるため、あるいはライザーのみを取除けるための適当
な支持装置もまた設けることができる。Suitable support devices may also be provided for removing the riser and blowout preventer stack, or for removing the riser alone.

海流が十分に強い掘削場所では、ライザーの下端を取は
ずし且つこの下端を坑口から下流の安全な距離の所に漂
流させることによってライザーを取除けることができる
適当な支持装置も使用することができる。In drilling locations where ocean currents are strong enough, suitable support devices may also be used that allow the riser to be removed by removing its lower end and allowing this lower end to drift a safe distance downstream from the wellhead. .

本発明の方法および装置は深海での軽量で小直径のライ
ザーの有効使用を可能にする。The method and apparatus of the present invention enable the effective use of lightweight, small diameter risers in deep water.

ケーシングを挿入するため、あるいは直径の大きい掘削
ビットまたは工具を挿入するため、あるいはブローアウ
トプリベンタースタックを変えるためにライザーを除去
せねばならなくなったとき、ライザーを坑口から取はず
して支持装置上に取除けて置き、あるいは漂流させてお
き、それによって時間のかかるライザー） ＩＪツブを
行わずにすませることができる。When the riser must be removed to insert casing, insert a larger diameter drilling bit or tool, or change the blowout preventer stack, the riser must be removed from the wellhead and placed on a support device. It can be set aside or allowed to drift, thereby eliminating the need for time-consuming IJ piping.

従って本発明のライザー取除け（Ｓｅｔａｓｉｄｅ）装
置は従来存在する装置より顕著な利益がある。Therefore, the riser removal (Setaside) system of the present invention has significant advantages over previously existing systems.

第１図は掘削船１０および海底坑口１１と共に用いるた
めの本発明のライザー装置を示す。FIG. 1 shows a riser apparatus of the present invention for use with a drilling vessel 10 and a subsea wellhead 11. FIG.

掘削船１０は水域１２上に浮かんでいる。A drilling ship 10 is floating on a body of water 12.

図かられかるように、案内ベース１３が海底１４上にあ
って、フレーム１６を支持し、フレーム１６は海中ライ
ザー１７およびブローアウトプリベンタースタック１８
（以下ＢＯＰスタックと称す）を支持する。As can be seen, a guide base 13 rests on the seabed 14 and supports a frame 16 that includes a subsea riser 17 and a blowout preventer stack 18.
(hereinafter referred to as BOP stack).

掘削船１０上の櫓２０からは掘削ストリング１９がＢＯ
Ｐスタック１８を通って下方へ伸び、坑井穴（ｗｅｌｌ
ｂｏｒｅ） １５中に達している。The drilling string 19 is BO from the turret 20 on the drilling ship 10.
Extending downward through the P-stack 18, the wellbore
bore) has reached the middle of 15.

例示の目的のため、以下、海底坑井の掘削に関する本発
明の１つの実施例を説明する。For illustrative purposes, one embodiment of the invention will now be described relating to the drilling of a subsea well.

以下の説明には５０８ｍｍ（２０インチ）の構造ケーシ
ングのための直径６６０．４ｍｍ（２６インチ）の穴の
掘削、３３９．７２５關（１３３／／８インチ）の表面
ケーシングのための４４４．５關（１７１／２インチ）
の穴の掘削、および２４４．４７５間（９５／／８イン
チ）の標準ケーシングのための直径３１１．１５ｕ＋（
１２１／４インチ）の穴の掘削が含まれる。The following instructions include drilling a 660.4 mm (26 inch) diameter hole for a 508 mm (20 inch) structural casing, and a 444.5 mm diameter hole for a 339.725 mm (133//8 inch) surface casing. (171/2 inches)
diameter 311.15U+ (for drilling holes of
Includes drilling of a 12 1/4 inch hole.

しかし、後で明らかになるように、ライザー取除け（ｓ
ｅｔ ａｓｉｄｅ）の概念は他の型式の掘削作業および
方法にも使用することができる。However, as will become clear later, riser removal (s
The et aside concept can also be used for other types of excavation operations and methods.

第１図ではライザー１７を取除けた状態（５ｅｔａｓ
ｉｄｅ ｍｏｄｅ）で示しである。Figure 1 shows the state with the riser 17 removed (5etas
ide mode).

この作業は後で説明する。This work will be explained later.

本明細書中で用いる“取除け（５ｅｔａｓｉｄｅ）”状
態または位置という用語はライザーが坑口１１上の通常
の作業位置から外れていることを意味する。As used herein, the term "5etaside" condition or position means that the riser is out of its normal working position on the wellhead 11.

ライザーにはその上端と下端にそれぞれ可撓継手２１お
よび２２が付いている。The riser has flexible joints 21 and 22 at its upper and lower ends, respectively.

上部継手２１はライザーの上端を鉛直方向に伸縮自在の
滑り継手２３に連結し、下部継手２２はライザーの下端
をライザーによって誘起される荷重を分配するライザー
フレーム２４に連結する。An upper joint 21 connects the upper end of the riser to a vertically telescopic sliding joint 23, and a lower joint 22 connects the lower end of the riser to a riser frame 24 that distributes the loads induced by the riser.

下部継手２２はライザーからライザーフレームへのモー
メントの移行を少なくする。The lower joint 22 reduces moment transfer from the riser to the riser frame.

従って、掘削船が風や波の作用で坑井穴の中心線から外
れたときライザーが曲がることができる。Thus, the riser can flex when the drillship is moved off the centerline of the wellbore by wind or wave action.

大直径のボール継手および鋼−エラストマー可撓継手が
この目的のために特に有効な可撓継手であることがわか
っているが、高引張荷重に耐え得る可撓継手ならどんな
ものでも使用できる。Large diameter ball joints and steel-elastomer flexible joints have been found to be particularly effective flexible joints for this purpose, although any flexible joint capable of withstanding high tensile loads can be used.

上部および下部継手２１および２２に加えて、ライザー
１７の両端間にはライザーの可撓性を増すため一連の継
手（図には示してないが）を付けることができる。In addition to the upper and lower joints 21 and 22, a series of joints (not shown) can be provided between the ends of the riser 17 to increase the flexibility of the riser.

ケーブル２５によって作動する引張装置（図には示して
ない）はライザー１７を張力下に保ち、ライザーが座屈
しないようにする。A tensioning device (not shown) operated by cable 25 keeps riser 17 under tension to prevent it from buckling.

各ケーブルは滑車２６上を通り、外筒（ｏｕｔｅｒ ｂ
ａｒｒｅｌｌ）クランプ２７に連結し、クランプ２７は
また滑り継手２３の外筒２８に付いている。Each cable passes over a pulley 26 and is connected to an outer cylinder (outer b).
arrell) is connected to the clamp 27, which is also attached to the outer sleeve 28 of the slip joint 23.

鉛直方向に伸縮自在の滑り継手２３は船が上がるのを補
償し、ライザーに過度の応力が生じないようにする。The vertically telescopic sliding joint 23 compensates for the raising of the ship and prevents undue stress on the riser.

引張装置は滑り継手２３に引張荷重を与え、継手２３が
ライザー１７、継手２１および２２、滑り継手２３およ
びフレーム２４を含む全ライザーパイプストリングに引
張荷重を伝達する。The tensioning device applies a tensile load to the slip joint 23, which transfers the tensile load to the entire riser pipe string including riser 17, fittings 21 and 22, slip joint 23 and frame 24.

引張装置は液圧作動式でも気圧作動式でもよく、船１０
の鉛直方向の移動に応じてケーブル２５を繰り込んだり
繰り出したりして、ライザー１７の引張荷重をほぼ一定
に保つことができる。The tensioning device may be hydraulically or pneumatically operated, and
By retracting or retracting the cable 25 according to the vertical movement of the riser 17, the tensile load on the riser 17 can be kept approximately constant.

滑車２６はレール案内２９上に載っていて、ライザーパ
イプストリングを横方向に動かすことができるようにな
っている。Pulleys 26 rest on rail guides 29 and allow the riser pipe string to be moved laterally.

滑車がレール案内に沿って移動するとケーブル２５の張
力が変わり、ライザーパイプストリングを滑車の移動方
向に横へ移動させる。As the pulley moves along the rail guide, the tension in the cable 25 changes, causing the riser pipe string to move laterally in the direction of the pulley's movement.

ライザーが移動している間、ケーブル２５を通して絶え
ず張力が保たれる。Constant tension is maintained through the cable 25 while the riser is moving.

ライザーを定置位置に保つ必要があるときには、滑車２
６を適当な位置に固定する。When the riser needs to be held in place, pulley 2
Fix 6 in an appropriate position.

初めにライザー１７を取除は位置に置く目的は大直径の
ライザーを用いずに大直径表面ケーシングの挿入を可能
にすることである。The purpose of initially removing riser 17 and placing it in place is to allow insertion of a large diameter surface casing without the use of large diameter risers.

例えば掘削ストリング１９を用い、ＢＯＰスタック１８
を通して直径６６０．４ｍｍ（２６インチ）の穴を掘る
ことができる。For example, using a drilling string 19, a BOP stack 18
A hole 660.4 mm (26 inches) in diameter can be dug through the hole.

通常の方法で掘削ストリングを通して下方へ循環される
掘削流体は坑井穴から戻り、ＢＯＰスタック上にあるダ
ンパータライン（ｄｉｖｅｒｔｅｒ １ｉｎｅ ）
３１によってライザー１７中へ向けられる。Drilling fluid, which is circulated downward through the drilling string in the conventional manner, returns from the wellbore to the diverter line located above the BOP stack.
31 into the riser 17.

ライザー１７は掘削流体の戻り導管としてのみ用いられ
るので、大直径である必要はない。Since riser 17 is used only as a return conduit for drilling fluid, it does not need to be of large diameter.

従って、ライザー１７は内径約３３０．２ｍｍ（１３イ
ンチ）の、軽量で小直径ライザ゛−でよい。Accordingly, riser 17 may be a lightweight, small diameter riser having an inner diameter of approximately 13 inches.

６６０．４ｉπ（２６インチ）の穴を約１５２．４ｍ〜
４５７．２ｍ（５００〜１５００フィート）の深さまで
掘った後、５０８ｍｍ（２０インチ）の表面ケーシング
を挿入し、適所にセメンティングすることができる。660.4iπ (26 inch) hole approximately 152.4m~
After excavating to a depth of 500 to 1500 feet, a 20 inch (508 mm) surface casing can be inserted and cemented in place.

ケーシング挿入は第２図に略示しである。The casing insertion is shown schematically in FIG.

第２図はまた、スタック隔離フレーム１６、ＢＯＰスタ
ック１８、ライザーフレーム２４の詳細をも示す。FIG. 2 also shows details of the stack isolation frame 16, BOP stack 18, and riser frame 24.

坑口ハウジング３２を担持する掘削ストリング１９はＢ
ＯＰスタック１８を通して坑井穴１５中ヘケーシング３
３を挿入するために用いられる。The drilling string 19 carrying the wellhead housing 32 is B
Casing 3 into wellbore 15 through OP stack 18
Used to insert 3.

ケーシング３３のセメンティングを容易にするため通常
用いられる工具であるステインガ（ｓｔｉｎｇｅｒ ）
３４およびセメントシュー（ｃｅｍｅｎｔ ５ｈｏ
ｅ ）３５も示しである。a stinger, a tool commonly used to facilitate cementing of the casing 33;
34 and cement 5ho
e) 35 is also shown.

ＢＯＰスタック１８は大直径の低圧ダイバータスタック
（ｄｉｖｅｒｔｅｒ ５ｔａｃｋ ）である。BOP stack 18 is a large diameter, low pressure diverter stack (diverter5tack).

かかるスタックは通常使用圧が約３５．１５ ｋｇ／ｃ
ｒｄ（５００ｐｓｉ ）であり、コンダクタおよび表面
ケーシングの挿入のみに使用される。Such a stack typically has a working pressure of approximately 35.15 kg/c
rd (500 psi) and is used only for conductor and surface casing insertion.

第２図かられかるように、スタックは２個の環状プリベ
ンター（ａｎｎｕｌａｒ ｐｒｅｖｅｎｔｅｒ ） ４
０および４１、ブラインドシャーラム（ｂｌｉｎｄ ５
ｈｅａｒ ｒａｍ）４２および液圧コネクタ４３から成
る。As can be seen from Figure 2, the stack consists of two annular preventers 4
0 and 41, Blind Shahram (blind 5
(hear ram) 42 and a hydraulic connector 43.

ＢＯＰスタックにはＢＯＰスタックからダイバータライ
ン３１中へ流体をふり向けるクロスオーバースプール（
ｃｒｏｓｓｏｖｅｒ ５ｐｏｏｌ ） ４４も含まれ
ている。The BOP stack has a crossover spool (
Crossover 5pool) 44 is also included.

緊急の際にＢＯＰスタックから急速に流体を排除できる
ようにダンプ弁４６が設けである。A dump valve 46 is provided to allow rapid removal of fluid from the BOP stack in case of an emergency.

正規の作業中、掘削流体はクロスオーバースプール４４
によって弁４７を通ってダイバータライン３１中へふり
向けられる。During normal operations, drilling fluid is transferred to the crossover spool 44.
is diverted through valve 47 into diverter line 31 by .

環状プリベンター４０または４１を閉鎖することにより
流体がＢＯＰスタック１８を通って上方へ流れないよう
にする。Closing annular preventer 40 or 41 prevents fluid from flowing upwardly through BOP stack 18 .

別法では、回転式シールのような他の密閉装置を用いて
ＢＯＰスタック１８への流体流を遮断することができる
。Alternatively, other sealing devices such as rotary seals can be used to block fluid flow to the BOP stack 18.

ダイバータライン３１は掘削泥水流をライザー中へふり
向ける以外に、別の重要な機能を果たすことができる。The diverter line 31 can perform other important functions besides directing the drilling mud flow into the riser.

第２図に示すように、ダイバータライン３１中にはさら
に絞り弁４８および液流路コネクタ４９もある。As shown in FIG. 2, there is also a throttle valve 48 and a liquid flow path connector 49 in the diverter line 31.

絞り弁４８は坑井大玉を調節し且つ保持するために用い
られる。Throttle valve 48 is used to adjust and retain the well bollard.

液流路コネクタ４９はＢＯＰスタックが適所に降ろされ
た後、弁４７中に挿入され且つ弁４７と連結する入れ子
犬ピストン５０を含む。Liquid flow path connector 49 includes a dosing piston 50 that is inserted into and interfaces with valve 47 after the BOP stack is lowered into position.

コネクタ４９はまたライザー昇降機構５１の制御機能も
与えることができる。Connector 49 may also provide control functions for riser lifting mechanism 51.

ライザー昇降機構５１は液圧シリンダ５２とピストン（
図には示してない）、連結棒５３および昇降腕５４から
成る。The riser lifting mechanism 51 includes a hydraulic cylinder 52 and a piston (
(not shown), a connecting rod 53 and a lifting arm 54.

コネクタ４９内の制御ライン（図には示してない）によ
って制御されて昇降機構が作動し、−ライザー１７の取
除は位置への移動および取除は位置からの移動を助ける
案内と昇降とを与える。Control lines (not shown) in the connector 49 operate the lifting mechanism - removal of the riser 17 provides guidance and lifting to assist in moving it into and out of position. give.

第２図にはまた、ライザーフレーム２４とＢＯＰスタッ
ク１８およびライザー１７の支持を与えるフレーム１６
の切取図とが示しである。FIG. 2 also shows riser frame 24 and frame 16 providing support for BOP stack 18 and riser 17.
The cutaway diagram is shown below.

フレーム１６はライザーによって誘起される荷重を案内
ベース１３の下の構造ケーシング中に分配するように設
計されている。The frame 16 is designed to distribute the loads induced by the risers into the structural casing below the guide base 13.

ライザーをＢＯＰスタックの頂部上に置くとき（第５図
に示すように）、ライザーによって誘起される荷重の大
部分は隔離フレーム１６によってＢＯＰクランプおよび
コネクタから取除かれ、かくして、ＢＯＰスタック内の
全圧一体性（ｆｕｌｌ ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｉｎｔｅｇ
ｒｉｔｙ）が保持される。When the riser is placed on top of the BOP stack (as shown in Figure 5), most of the load induced by the riser is removed from the BOP clamps and connectors by the isolation frame 16, thus reducing the overall load within the BOP stack. full pressure integ
property) is maintained.

第２図に示した取除は位置では、ライザー荷重はライザ
ーフレーム２４によって支持ポスト５５ａおよび５５ｂ
中に分配される。In the removed position shown in FIG.
distributed inside.

（第３支持ポストは図では見えない）。(The third support post is not visible in the diagram).

フレームのポストへの連結は液圧コネクタ５６ａおよび
５６ｃおよび第３コネクタ（図には示してない）によっ
てなされる。Connection of the frame to the posts is made by hydraulic connectors 56a and 56c and a third connector (not shown).

５０８ｍｍ（２０インチ）の表面ケーシングを適所に挿
入すると、今度は約６１ｏｎ〜１２２０ｍ（２０００〜
４０００フイート）の深さに４４４．５關（ｉ ７１／
２インチ）の穴を掘り且つ３３９、７２５順（１３３Ａ
インチ）のケーシングを挿入することができる。Insert the 508mm (20 inch) surface casing in place and it will now be about 61 on ~ 1220 m (2000 ~
444.5 m (i 71/) to a depth of 4000 ft)
Dig a hole of 339, 725 (133A)
inch) casing can be inserted.

掘削作業のこの段階もライザー１７を取除は状態にした
まま行うことができる。This stage of the excavation work can also be carried out with the riser 17 still in place.

３３９．７２５ｍｍ（１３′３Ａインチ）のケーシング
が挿入され且つセメンティングされた後、ライザー１７
をＢＯＰスタック１８上にある通常方式の掘削作業に切
換えることができる。After the 339.725 mm (13'3 A inch) casing has been inserted and cemented, riser 17
can be switched to conventional excavation operations on the BOP stack 18.

後に説明するが、通常掘削方式への切換えは低圧ＢＯＰ
スタック（第２図に示す）を高圧スタック（第３図に示
す）で置換することを含む。As will be explained later, switching to the normal excavation method is done using low-pressure BOP.
It involves replacing the stack (shown in Figure 2) with a high pressure stack (shown in Figure 3).

コンダクタおよび表面ケーシングのための６６０．４ｍ
ｍ（２６インチ）および４４４．５ｍｍ（１７Ｖ２イン
チ）の穴の掘削は掘削流体として海水または低密度泥水
を用いて行うことができる。660.4m for conductor and surface casing
Drilling of 26 in. m (26 in.) and 17 V2 in. (444.5 mm) holes can be performed using seawater or low density mud as the drilling fluid.

掘削作業の初期段階では一般に坑井制御は問題でないの
で、低圧ＢＯＰスタックを用いる。In the early stages of a drilling operation, well control is generally not an issue, so a low pressure BOP stack is used.

しかし、産出層（ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ ｆｏｒｍａｔｉ
ｏｎ ）を通して坑井の残りを最終深さまで掘削すると
きには、確実に坑井制御を保つため、ライザーを通常の
掘削位置にして高圧ＢＯＰスタックを用いることがしば
しば必要である。However, the producing formati
It is often necessary to use a high pressure BOP stack with the riser in the normal drilling position to ensure wellbore control when drilling the remainder of the wellbore through the borehole (on) to the final depth.

通常掘削方式への転換の第１工程は低圧ＢＯＰスタック
の取はずしおよび回収である。The first step in converting to conventional drilling is the removal and recovery of the low pressure BOP stack.

掘削ストリングを降ろし、ＢＯＰスタックの頂部に取付
けた後、遠隔制御作動装置を用いてＢＯＰスタックを坑
口およびダイバータラインからはずし、ｆｌＪス） Ｉ
Ｊソング海面へ戻す。After the drilling string is lowered and attached to the top of the BOP stack, the BOP stack is disconnected from the wellhead and diverter line using a remote control actuator and flJs) I
J Song returns to the surface.

次に高圧スタックを掘削ストリングで降ろし、坑口上に
置く。The high pressure stack is then lowered with a drilling string and placed over the wellhead.

これは第３図に示すが、この図では高圧ＢＯＰスタック
６０を坑口に取付けたところを示す。This is illustrated in FIG. 3, which shows the high pressure BOP stack 60 installed at the wellhead.

スタックを掘削ストリング６１で降ろし、液圧コネクタ
６３によって坑口連結具（ｗｅｌｌｈｅａｄ ｃｏｎｎ
ｅｃｔｉｏｎ）６２に取付ける。The stack is lowered by a drilling string 61 and connected to a wellhead connex by a hydraulic connector 63.
62.

ＢＯＰスタックが適所に置かれると、掘削ストリング６
１を取はずし、海面へ引上げる。Once the BOP stack is in place, drilling string 6
1 and raise it to the sea surface.

ＢＯＰスタック６０は高圧スタックであり、産出帯域（
ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ ｚｏｎｅｓ ）を通して坑井仕上
げをすることを可能にする。The BOP stack 60 is a high pressure stack and has a production zone (
producing zones).

ＢＯＰスタック６０は通常７０３ ｋｇ／ｃｒｄ（１０
，０００ｐｓｉ）程度の高圧で作動するように設計され
ている。BOP stack 60 typically weighs 703 kg/crd (10
It is designed to operate at high pressures on the order of ,000 psi).

第３図に示したスタックは４個のラム型プリベンター（
ｒａｍ ｔｙｐｅ ｐｒｅｖｅｎ −ｔｅｒ） ６４
ａ ＋ ｂ ｔ ｃ ＋ ｄと２個の環状プリヘンター
６５および６６とから成る。The stack shown in Figure 3 consists of four ram-shaped preventers (
ram type preven-ter) 64
It consists of a + b t c + d and two annular prehenters 65 and 66.

第３図の線１２−１２についての断面図である第１２図
は、ライザーが取除は状態にある場合のフレーム１６に
おけるライザー支持体の整合を示す。FIG. 12, a cross-sectional view taken along line 12--12 of FIG. 3, shows the alignment of the riser support in the frame 16 when the riser is in the removed condition.

ライザーは液圧コネクタ５６ａ 、５６ｃ 。５６ｄに
よって支持ポスト５５ａ 、ｓｓｂ 。The risers are hydraulic connectors 56a, 56c. Support posts 55a, ssb by 56d.

５５ｅに取付けである。It is installed on 55e.

高圧ＢＯＰスタックがあるべき場所に置かれると、今度
はライザー１７を取除は位置（第３図）からＢＯＰスタ
ック６０上の通常の位置（第４図）へ移動させることが
できる。Once the high pressure BOP stack is in place, riser 17 can now be moved from the removed position (FIG. 3) to its normal position on BOP stack 60 (FIG. 4).

第４図の線１１−１１についての断面図である第１１図
は、ライザーが通常位置にある場合のライザーと支持フ
レーム１６との整合を示す。FIG. 11, a cross-sectional view taken along line 11--11 of FIG. 4, shows the alignment of the riser and support frame 16 when the riser is in its normal position.

ライザーはコネクタ５６ｂ 、５６ｃ 、５６ｄ、５６
ｅによって支持ポスト５５ｂ、５５ｃ、５５ｄ、５５ｅ
に連結され、コネクタ５６ａがＢＯＰスタック６０に連
結する。The risers are connectors 56b, 56c, 56d, 56
e by support posts 55b, 55c, 55d, 55e
The connector 56a connects to the BOP stack 60.

再び、フレーム１６が誘起されたライザー荷重を表面下
および構造ケーシング中に伝達し、ＢＯＰスタック６０
上の荷重を実質的に減少させる。Again, the frame 16 transfers the induced riser loads subsurface and into the structural casing, and the BOP stack 60
Substantially reduces the load on the top.

上述したように、液圧コネクタ５６ａ、５６ｃ。As mentioned above, hydraulic connectors 56a, 56c.

５６ｄをはずし、ライザーを持上げて横方向に移動させ
、ＢＯＰスタック６０と整合するようにした後、ライザ
ーを降ろしてＢＯＰスタックとスタック隔離フレーム１
６とに取付けることによってライザーを戻す。56d, lift the riser and move it laterally to align with the BOP stack 60, then lower the riser and remove the BOP stack and stack isolation frame 1.
Return the riser by attaching it to 6 and 6.

ライザーを持上げて移動させる装置は船上引張装置およ
び滑車装置ならびにライザー昇降機構によって与えられ
る。The equipment for lifting and moving the risers is provided by onboard pulling and pulley systems and riser lifting mechanisms.

前述したように、昇降機構５１は引張り装置がライザー
をスタック隔離フレームから持上げるのを助けるが、主
としてライザーをＢＯＰスタック上の適当な位置に案内
する役目をする。As previously mentioned, the lifting mechanism 51 assists the tensioning device in lifting the riser from the stack isolation frame, but primarily serves to guide the riser to the proper position on the BOP stack.

液圧シリンダ５２が昇降腕５４に連結している連結棒５
３を引込める。A connecting rod 5 in which a hydraulic cylinder 52 is connected to a lifting arm 54
You can pull in 3.

第１１図および第１２図に示すように、昇降腕５４はコ
ネクタ５６ａおよび連結部材５７に取付けであるピン５
９でライザーに取付けられている。As shown in FIGS. 11 and 12, the elevating arm 54 is attached to a connector 56a and a connecting member 57 with a pin 5
9 is attached to the riser.

連結部材５７の上部末端はライザー１７にかたく取付け
られている。The upper end of the connecting member 57 is rigidly attached to the riser 17.

ライザーが通常位置へ移動するとき、昇降腕５４はフレ
ーム１６の支持部材５８の周りに回転する。When the riser moves to the normal position, the lifting arm 54 rotates about the support member 58 of the frame 16.

第４図に示すようにライザー１７が通常状態になると、
正規の掘削作業を行うことができる。As shown in FIG. 4, when the riser 17 is in the normal state,
Able to carry out regular excavation work.

第５図はライザー１７がＢＯＰスタック６０上の通常位
置にあるときの船１０からの掘削作業を示す。FIG. 5 shows the drilling operation from the ship 10 when the riser 17 is in its normal position on the BOP stack 60.

掘削はライザー１７を通して行われ、ライザーは掘削ス
トリング７０を収容し且つ掘削流体をライザーと掘削ス
ｌ−ＩＪソングの間の環中で船１０へ戻す役目をする。Drilling is conducted through riser 17, which serves to house the drilling string 70 and return drilling fluid to vessel 10 in the annulus between the riser and the drilling stub I-IJ song.

第５図かられかるように、滑車２６をレール案内２９に
沿って移動させてライザー１７を櫓２０の回転台７１の
下に再配置する。As shown in FIG. 5, the pulley 26 is moved along the rail guide 29 to relocate the riser 17 under the rotating platform 71 of the turret 20.

滑り継手２３は外筒２８に加えて外筒内を摺動する内筒
７２を含む。In addition to the outer cylinder 28, the sliding joint 23 includes an inner cylinder 72 that slides inside the outer cylinder.

シール部材（図には示してない）はライザー１７内に入
っている掘削流体が内筒と外筒との間に逃げないように
する。A seal member (not shown) prevents drilling fluid contained within the riser 17 from escaping between the inner and outer cylinders.

内筒７２は船１０に枢着されている。The inner cylinder 72 is pivotally attached to the ship 10.

本発明の好ましい実施例では、ライザー１７は内径的３
３０．２ｉｍ（１３インチ）またはそれ以下の小内径ラ
イザーである。In a preferred embodiment of the invention, riser 17 has an internal diameter of 3
Small internal diameter riser of 30.2 im (13 inches) or smaller.

従って、ライザーを通して３１１．１５ｍｍ（１２１／
４インチ）の掘削ビットで掘削した後、坑井穴中に２４
４．４７５ｍｍ（９５／８インチ）のケーシングを挿入
してセメンティングすることにより、通常の方法で坑井
を仕上げることができる。Therefore, 311.15mm (121/
24 inches into the wellbore after drilling with a 4 inch drill bit.
The wellbore can be completed in the conventional manner by inserting and cementing a 95/8 inch casing.

本発明のライザー取除は装置は全掘削作業中ライザーを
海面へ戻さずに小内径ライザーを有効に使用することを
可能にする。The riser removal of the present invention allows the device to effectively utilize small internal diameter risers without returning the risers to the surface during the entire drilling operation.

往復のライザートリップをなくすことによって、水深に
もよるが、２〜２０日が節約される。By eliminating round-trip riser trips, 2-20 days are saved, depending on water depth.

深海における取除は装置の使用によって得られるライザ
ー取扱い時間の節約は４０日にも達することがある。For deep water removals, the riser handling time savings obtained through the use of equipment can be as much as 40 days.

小内径ライザーは深海において大内径ライザーより著し
く軽量であり、所要張力は顕著に少なくて済む。Small ID risers are significantly lighter and require significantly less tension than large ID risers in deep water.

水深９１５ｍ（３０００フイート）および２７４５ｍ（
９０００フイート）における内径３３０．２ｍｍ（１３
インチ）および４３１．８ｍｍ（１フインチ）のライザ
ーの重量および船上張力の比較を示す第１表かられかる
ように、その差は水深に比例しない。Depths of 915 m (3000 ft) and 2745 m (
Internal diameter 330.2 mm (13
As can be seen from Table 1, which shows a comparison of weights and onboard tensions for 1 inch and 1 inch risers, the difference is not proportional to water depth.

３３０．２ｍｍ（１３インチ）ライザー使用の場合のラ
イザー重量の減少は９１５７７１（３０００フイート）
における約４５Ｘ１０”ｋｇ（１００ｋｉｐｓ ）から
２７４５ｍ（９０００フイート）における約６５７Ｘ１
０３ｋＱ（１４５０＊ｋｉｐｓ）まで変化する。Riser weight reduction when using 330.2 mm (13 inch) riser is 915771 (3000 feet)
from about 45X10”kg (100 kips) at to about 657X1 at 2745m (9000 feet)
It changes up to 03kQ (1450*kips).

かくして、水深が３倍に増加すると、重量差は１４倍以
上になる。Thus, if the water depth increases by a factor of three, the weight difference increases by more than a factor of 14.

ライザーの支持に所要なライザー張力は小内径ライザー
の使用により９１５ｍ（３０００フイート）では約７２
Ｘ １０３ｋｇ（１６０ｋｉｐｓ）、２７４５ｍ（９０
００フイート）では約３１８×１０３ｋｇ（７００ｋｉ
ｐｓ）減少される。The riser tension required to support the riser is approximately 72 at 915 m (3000 ft) due to the use of small ID risers.
X 103kg (160kips), 2745m (90
00 feet) weighs approximately 318 x 103 kg (700 ki
ps) is reduced.

従って、深海における小内径ライザーを使用する重要な
動機がある。Therefore, there is significant motivation to use small internal diameter risers in deep water.

第６図および第７図に本発明のもう１つの実施例を示す
。Another embodiment of the invention is shown in FIGS. 6 and 7.

この実施例では、海中ライザー８０に海面下約９１．５
〜１５２．５ｍ（３００〜５００フイート）の所に膨張
自在の分離プラットホーム（１ｎｆｌａｔａｂｌｅ ｄ
ｉｓｃｏｎｎｅｃｔ ｐｌａｔｆｏｒｍ）８１が装備さ
れている。In this embodiment, the subsea riser 80 is approximately 91.5 m below sea level.
~152.5 m (300-500 ft) inflatable separation platform (1nflatable separation platform)
isconnect platform) 81.

初めに掘削船８２をライザーに取付ける（例えば、第１
図に示すように）。First, the drilling vessel 82 is attached to the riser (for example, the first
(as shown in the figure).

次に、掘削船から通常の分離プラットホーム（ｄｉｓｃ
ｏｎｎｅｃｔ ５ｔｒｕｃｔｕｒｅ） ８１中へ空気を
送入してライザー８０が自立できるようなライザーの全
浮力を与える。Next, from the drilling ship a normal separation platform (disc
5 structure) 81 to provide full buoyancy of the riser so that the riser 80 can stand on its own.

次に掘削船を分離プラットホームの所でライザーから取
外し、十分遠くへ移動し、作業船（ｗｏｒｋ ｂｏａｔ
ｖｅｓｓｅｌ ）８３がライザー８０上に来てライザ
ーと連結できるようにする。The drillship is then removed from the riser at the separation platform, moved far enough away and placed on the work boat.
vessel) 83 is placed on the riser 80 so that it can be connected to the riser.

作業船８３で掘削流体を調整し、連絡ホース束８４を通
して掘削船８２へ戻す。The drilling fluid is adjusted in the work boat 83 and returned to the drilling boat 82 through the connecting hose bundle 84.

ホース束８４はＢＯＰ制御装置および液圧ラインを含み
、ＢＯＰスタック８５を作業船８３、ライザー８０およ
びダイバータライン８６を通して掘削船から制御できる
ようにすることもできる。Hose bundle 84 may also include BOP controls and hydraulic lines to allow BOP stack 85 to be controlled from the drillship through workboat 83, riser 80 and diverter line 86.

この実施例をさらに改良したものを第７図に示す。A further improvement of this embodiment is shown in FIG.

作業船８３は２個のアンカ８８ａおよび８８ｂを海底に
挿入しである。The work boat 83 has two anchors 88a and 88b inserted into the seabed.

それぞれアンカ８８ａおよび８８ｂに取付けであるアン
カライン８９ａおよび８９ｂの上端をライザー着脱式プ
ラットホーム８１に固定する。The upper ends of anchor lines 89a and 89b, which are attached to anchors 88a and 88b, respectively, are secured to riser removable platform 81.

ホース束８４を分離プラットホームに直接取付け、ブイ
９０をライザー上に配置してライザーの位置を示す。Hose bundle 84 is attached directly to the separation platform and buoy 90 is placed on the riser to indicate the riser's location.

ライザー８０を適所に固定すると、第７図のように作業
船８３をライザーから取外して離し、他の機能を行わせ
ることができる。Once the riser 80 is secured in place, the workboat 83 can be removed from the riser and moved away to perform other functions, as shown in FIG.

第６図および第７図に示すように、この２般方式はライ
ザー８０を掘削スｌ−ＩＪソング７から安全な距離だけ
離して配置することを可能にする。As shown in FIGS. 6 and 7, this dual approach allows the riser 80 to be placed a safe distance from the drill slit 1-IJ song 7.

速い海流がある場合、ライザーが取除は状態にある場合
、この海流によって掘削スｌ−ＩＪソングライザーの両
方が曲げられる。If there is a fast current, the current will bend both the IJ and IJ risers if the riser is in a dislodged condition.

しかし、ライザー８０より軽く且つ可撓性の掘削ストリ
ング８７はライザー８０より鉛直から遠い距離に曲げら
れる。However, drilling string 87, which is lighter and more flexible than riser 80, is bent a further distance from vertical than riser 80.

早船方式（例えば第１図参照）のようにライザーと掘削
ス） ＩＪソングが近接していると、曲がった掘削スト
リングがライザーとぶつかったり妨害したりする可能性
がある。If the IJ song is in close proximity to the riser and the drill string, as in the fast boat system (see Figure 1 for example), there is a possibility that the bent drill string may collide with or interfere with the riser.

掘削船から一定の距離の所にライザーを置くにはライザ
ーを僅かに曲げる必要がある。To place the riser at a certain distance from the drillship, the riser must be bent slightly.

しかし、水深２７４５ｍ（９０００フイート）では、ラ
イザーの上端と掘削船との間を１５２．５７ｎ（５００
フイート）隔てるためにはライザーを鉛直から角度約３
°曲げさえすればよい、当然、浅い水深の所では、掘削
ストリングの曲がりが少ないのでライザーを掘削船によ
り近づけることができる。However, at a depth of 2745 m (9000 ft), the distance between the top of the riser and the drillship is 152.57 n (500 ft).
feet) to separate the risers at an angle of about 3 from the vertical.
°Bending is all that is required; of course, in shallow water, the drill string bends less and the riser can be moved closer to the drill ship.

海流がライザーの下端を動かすほど十分に強い海中では
、本発明のもう１つの実施例が好ましい方法になり得る
。In underwater environments where ocean currents are strong enough to move the lower end of the riser, another embodiment of the invention may be the preferred method.

この実施例では、ライザーの支持手段を除去する。In this embodiment, the riser support means are eliminated.

この実施例を用いる掘削順序は第８−１０図に示してあ
り、以下これについて説明する。The excavation sequence using this embodiment is shown in Figures 8-10 and will be described below.

第８図は４個のラム型プリベンターが付いており且つ坑
口１１０で支持されている４７６．２５７Ｉｔｒ／Ｌ（
ＩＳ芽インチ）の高圧ＢＯＰスタック１１２を示す。FIG. 8 shows a 476.257 Itr/L (476.257 Itr/L) equipped with four ram-type preventers and supported at the wellhead 110.
A high-pressure BOP stack 112 of IS buds (in.) is shown.

ＢＯＰスタックには支持フレーム１１３があり、ＢＯＰ
スタックがライザー誘起荷重下で０張状態にあるときＢ
ＯＰスタックのために所要な構造支持体となる。The BOP stack has a support frame 113 that supports the BOP
B when the stack is in zero tension under riser-induced loads
Provides the necessary structural support for the OP stack.

支持フレーム１１３は１１５ａ、１１５ｂおよびその他
２個（図では見えない）の４個の液圧コネクタによって
坑口支持ベース１１４に取付けである。Support frame 113 is attached to wellhead support base 114 by four hydraulic connectors, 115a, 115b and two others (not visible).

ＢＯＰスタックは液圧コネクタ１１６によって坑口に連
結している。The BOP stack is connected to the wellhead by a hydraulic connector 116.

ライザー１１７はＢＯＰ支持フレーム１１３の一部分で
あるライザーフレーム１１８でＢＯＰスタック１１２上
に支持されている。Riser 117 is supported on BOP stack 112 by a riser frame 118 that is part of BOP support frame 113.

６６０．４ｍｍ（２６インチ）穴の掘削はライザー１１
７を通してアンダーリーミング工具（ｕｎｄ−ｅｒｒｅ
ａｍｉｎｇ ｔｏｏｌ ）で行うことができる。Riser 11 for drilling 660.4 mm (26 inch) holes
7 through the under-reaming tool (und-erre
This can be done using the aming tool.

掘削は掘削ストリングを通って下方へ流れライザーを上
昇して戻って循環する掘削流体によって常法で行われる
。Drilling is conventionally performed with drilling fluid circulating down through the drilling string, up the riser and back.

６６０．４ｉｉ（２６インチ）の穴があくと、５０８ｍ
ｍ（２０インチ）の表面ケーシングの挿入およびセメン
ティングのためＢＯＰスタック１１２とライザー１１７
の両方を移動させねばならない。If a hole of 660.4ii (26 inches) is drilled, it will be 508 m.
BOP stack 112 and riser 117 for insertion and cementing of 20 inch (m) surface casing.
Both must be moved.

ＢＯＰスタックおよびライザーは共に内径が５０８ｍｍ
（２０インチ）以下だからである。BOP stack and riser both have an internal diameter of 508mm
(20 inches) or less.

第９図に示すように、ＢＯＰスタック１１２とその支持
フレーム１１３とを坑口１１０とその支持ベース１１４
とに連結している液圧コネクタを取外すことによってＢ
ＯＰスタックとライザーをマ時的に取除ける。As shown in FIG. 9, the BOP stack 112 and its support frame 113 are connected to the wellhead 110 and its support base 11
By removing the hydraulic connector connected to B
OP stacks and risers can be removed on a temporary basis.

この方法では、ＢＯＰスタック１１２の下端は依然とし
てライザー１１７およびライザーフレーム１１３に連結
している。In this manner, the bottom end of BOP stack 112 is still connected to riser 117 and riser frame 113.

海底近くの海流が十分強い場合には、ＢＯＰスタックと
ライザーの下端とは、もし僅か持上げられると、坑口か
ら離れて下流方向へ漂流する。If the current near the ocean floor is strong enough, the BOP stack and the lower end of the riser, if lifted slightly, will drift downstream away from the wellhead.

しかし、重量が１８１．６トン（４００，０００ポンド
）もありうるＢＯＰスタックとフレームとはライザーに
対して実質的なアンカ効果を持つことができる。However, the BOP stack and frame, which can weigh as much as 400,000 pounds, can have a substantial anchoring effect on the riser.

海流がライザーとＢＯＰスタックの両方を坑口１１０か
ら安全な距離（数百フィート）だけ離すほど強くない場
合には、補助推進装置を用いることができる。If ocean currents are not strong enough to move both the riser and BOP stack a safe distance (several hundred feet) away from the wellhead 110, an auxiliary propulsion system can be used.

例えば、第９図に示すように、ライザー１１７の下部継
手の所でスラスタ−（ｔｈｒｕｓ ｔｅｒ ）装置を展
開することができる。For example, as shown in FIG. 9, a thruster device can be deployed at the lower joint of riser 117.

バイパスライン１２１を用い、海水のような流体をライ
ザーから加圧下にジェットノズル１２２中へ送ることが
できる。A bypass line 121 may be used to convey fluid, such as seawater, from the riser under pressure into the jet nozzle 122.

この流体をノズル１２２から噴射してライザーおよびＢ
ＯＰスタックの推進を助け、坑口から指示された方向へ
離すことができる。This fluid is injected from the nozzle 122 to the riser and B.
It can help propel the OP stack and move it away from the minehead in a designated direction.

ノズルはライザーをどの方向へもずらすことができるよ
うに回転操縦自在でなければならない。The nozzle must be rotationally steerable so that the riser can be moved in any direction.

ライザー１１７の上端を掘削船１００上で、上述した方
法で、滑車およびレール案内装置（一般に数字１２５で
示す）を用いて横方向に移動させる。The upper end of riser 117 is moved laterally on drillship 100 using a pulley and rail guide (generally designated by numeral 125) in the manner described above.

ライザーの上端が回転台１２６の下から移動してしまう
と、５０８ｍｍ（２０インチ）ケーシングを掘削船から
降ろしくライザーに平行に）、坑井中に挿入することが
できる。Once the top of the riser has been moved out from under the turntable 126, a 508 mm (20 inch) casing can be inserted into the wellbore (parallel to the riser being lowered from the drillship).

５０８ｉｉ（２０インチ）のケーシングを坑井中に挿入
して適所にセメンティングした後、ライザー上端を回転
台に戻す。After the 508ii (20 inch) casing is inserted into the wellbore and cemented in place, the riser top is returned to the turntable.

次にＢＯＰスタックを再び坑口に連結して第８図に示す
配置に戻す。The BOP stack is then reconnected to the wellhead and returned to the configuration shown in FIG.

再連結は最近開発された案内ライン無し再導入装置（ｇ
ｕｉｄｅｌ １ｎｅｌｅｓｓ ｒｅ−ｅｎｔｒｙ ｓｙ
ｓｔｅｍ）を用いて行うことができる。Reconnection is performed using a recently developed reintroduction device without guide line (g
uidel 1neless re-entry sy
stem).

例えば、ソナー、テレビおよび高度計を装備した装置を
ＢＯＰスタックやフレームのような海底構造装置に組込
むことができる。For example, devices equipped with sonar, television, and altimeters can be incorporated into subsea structural devices such as BOP stacks and frames.

この装置から海面へ送られた表示および読取り（ｒｅａ
ｄｏｕｔｓ ）は、海流に対して補償し、それによって
ＢＯＰスタックを直接坑口上に置くことができるように
するため、掘削船をどの方向にどのくらい遠くへ移動さ
せねばならないかを示す。Display and reading (rea) sent from this device to the sea surface
dots) indicates in which direction and how far the drillship must be moved to compensate for ocean currents and thereby allow the BOP stack to be placed directly over the wellhead.

ＢＯＰスタックは、適所に来たら坑口に取付けられる。Once in place, the BOP stack is installed at the wellhead.

ＢＯＰスタックを再び坑口に取付けた後、再びライザー
を通して常法で、アンダーリーミング工具を用い、掘削
流体を循環させて掘削することにより、約６１０〜１２
２０ｍ（２０００〜４０００フイート）の深さに４４４
．５ｍｍ（１７１／２インチ）の穴を掘る。After reinstalling the BOP stack at the wellhead, the drill is drilled again in the conventional manner through the riser, using an underreaming tool and circulating the drilling fluid.
444 to a depth of 20 m (2000-4000 ft)
．． Dig a 5mm (171/2 inch) hole.

この４４４．５ｍｍ（１７１／２インチ）の穴に３３９
．７２５間（１３３，４インチ）のコンダクタケーシン
グを挿入し且つセメンティングするためには、ライザ゛
−を取除けねばならない。339 in this 444.5mm (171/2 inch) hole
．． The riser must be removed to insert and cement the 133,4 inch conductor casing.

ＢＯＰスタックの内径は４７６．２５闘（１８３／４イ
ンチ）であるので、この第２ケーシング挿入中スタツク
はその場に置いたま〜にすることができる。Since the inside diameter of the BOP stack is 183/4 inches, the stack can remain in place during this second casing insertion.

第１０図に示すように、次の工程はライザーフレーム１
１８からのライザー１１７の取外しである。As shown in Fig. 10, the next step is riser frame 1.
The riser 117 is removed from the riser 18.

これは、コネクタ１１９を外し、ライザーをＢＯＰスタ
ックおよび坑口から安全な距離だけ下流へ漂流させるこ
とによって行われる。This is done by disconnecting connector 119 and allowing the riser to drift a safe distance downstream from the BOP stack and wellhead.

ＢＯＰスタックによる下向き荷重が無いので、ライザー
はノズル１２２からの補助推進を必要とせずにＢＯＰス
タックから安全な距離に漂流できるであろう。Since there is no downward load from the BOP stack, the riser will be able to drift a safe distance from the BOP stack without the need for auxiliary propulsion from the nozzle 122.

ライザーの上端は船１００上で、もう一度、滑車および
レール案内装置１２５を用いて横方向に動かされる。The upper end of the riser is once again moved laterally on the ship 100 using a pulley and rail guide 125.

ライザーを取除けた後、掘削船から坑井中へ３３９．７
２５間（１３３／ｓインチ）コンダクタケーシングを挿
入して適所にセメンティングする。After removing the riser, 339.7
Insert the 133/s inch conductor casing and cement it in place.

次に、上記の再導入（ｒｅ −ｅｎｔｒｙ）技術を用い
てライザーを元の位置に戻しＢＯＰスタックに再び取付
ける。The riser is then replaced and reattached to the BOP stack using the re-entry technique described above.

この時点以後、工具は内径３３０．２ｍｍ（１３インチ
）のライザー中を通るので、常法で坑井の仕上げを行う
。From this point on, the well is completed in the conventional manner as the tool passes through a 13 inch internal diameter riser.

残りの掘削作業中、ライザーはずっと第８図に示した位
置のまＸである。During the remainder of the excavation operation, the riser remains in the position shown in FIG.

上記実施例の利益は支持ポストを使用せずにライザーを
取除けることができる点である。An advantage of the above embodiment is that the riser can be removed without the use of support posts.

その上、アンダーリーミング工具を用いてライザーを通
して全掘削作業を行うので、取除は状態のときライザー
中に掘削流体をふり向ける必要がなく、従って低圧ＢＯ
Ｐスタックおよびダイバータラインの使用が排除される
。Moreover, since the entire excavation operation is carried out through the riser using an under-reaming tool, there is no need to direct drilling fluid into the riser when the removal is in a low-pressure BO
The use of P-stacks and diverter lines is eliminated.

従って、ライザーは、ライザーまたはＢＯＰスタックの
直径より大きい直径のケーシングまたは工具を坑井中に
挿入しなければならないときにだけ取除けられる。Therefore, the riser is removed only when a casing or tooling of a diameter larger than the diameter of the riser or BOP stack must be inserted into the wellbore.

しかし、この実施例は海流がライザーを坑口から安全な
距離にずらすことができる場合に限定される。However, this embodiment is limited to cases where ocean currents can shift the riser a safe distance from the wellhead.

第１３〜２５図は本発明のもう１つの実施例を示す。Figures 13-25 show another embodiment of the invention.

この実施例ではライザーとＢＯＰの両方を取除ける。In this embodiment, both the riser and BOP can be removed.

第１３図について説明すると、この実施例の実施におけ
る第１工程は掘削船（図に示してない）からパイロット
ビット１３１と １２１９．２ｍｍ（４８インチ）のアンダーリーマ（ｕ
ｎｄｅｒ−ｒｅａｍｅｒ ） １３２を有する通常の
両面゛Ｊ”型挿入工具（ｄｏｕｂｌｅ″Ｊ″ｒｕｎｎ
ｉｎｇｔｏｏｌ）を用いて仮案内ベース１３０を降ろす
ことである。Referring to FIG. 13, the first step in implementing this embodiment is to obtain a pilot bit 131 and a 48 inch underreamer (U) from a drilling vessel (not shown).
under-reamer) 132 with a conventional double ``J'' type insertion tool
ingtool) to lower the temporary guide base 130.

案内ベース１３０はトースパイク（ｔｏｅ ５ｐｉｋｅ
） １３４が付いたベースプレー１〜１３３で構成さ
れている。The guide base 130 is made of toe 5pike.
) Consists of base plays 1 to 133 with 134.

仮案内ベースの案内スリーブ１３６の周りには支持部材
１３５が配置され、ベースプレート１３３に取付けられ
ている。A support member 135 is arranged around the guide sleeve 136 of the temporary guide base and is attached to the base plate 133.

案内スリーブの最上端にはフレアシート（ｆｌａｒｅｄ
５ｅａｔ）１３７があって、スリーブ１３６を通して
の掘削工具およびケーシングの挿入を容易にする。At the top end of the guide sleeve is a flared sheet.
5eat) 137 to facilitate insertion of the drilling tool and casing through the sleeve 136.

ベースプレートにはソナー反射器１３９が付いていて、
スリーブ１３６を通る工具の案内をさらに助ける。The base plate has a sonar reflector 139,
Further aids in guiding the tool through sleeve 136.

案内スリーブ１３６の内部には挿入工具１３８との係合
のためＪ”型ラグスロット（ｌｕｇ ５ｌｏｔ ）（図
には示してない）がある。Inside the guide sleeve 136 is a J" shaped lug slot (not shown) for engagement with an insertion tool 138.

パイロットビット１３１およびアンダーリーマビット１
３２を用いて１２１９．２ｍｍ（４８インチ）の穴をあ
ける。Pilot bit 131 and underreamer bit 1
Drill a 1219.2 mm (48 inch) hole using a No. 32.

この１２１９．２ｍｍ（４８インチ）の穴は強靭層（ｃ
ｏｍｐｅｔｅｎｔ ｆｏｒｍａｔｏｎ ）に入る十分な
深さまで、典型的には約３０．５ ｍ（ｉｏｏフィート
）まで掘削される。This 1219.2 mm (48 inch) hole
The excavation is performed to a depth sufficient to enter the competitive formaton, typically approximately 30.5 m (ioo feet).

この掘削は海水を掘削流体として用いて行うことが望ま
しい。This drilling is preferably performed using seawater as the drilling fluid.

海水による掘削中、一般にカッティングを掘削船に戻す
ことはしない。During seawater drilling, cuttings are generally not returned to the drillship.

次に第１４図について説明する。Next, FIG. 14 will be explained.

坑井を所望の深さまで掘った後、掘削ビットと掘削スト
リングとを船に戻し、掘削ストリング１４７とともに永
久案内構造物１４５と１０６６．８ｍ（４２インチ）ケ
ーシング１４６とを仮案内ベース１３０の所へ降ろす。After the well is drilled to the desired depth, the drill bit and drill string are returned to the ship and the permanent guide structure 145 and 42 inch casing 146 along with the drill string 147 are moved to the temporary guide base 130. unload.

回収可能なテレビおよびソナーヘッド（ｓｏｎａｒ ｈ
ｅａｄ） １５３ならびにセメントシュー１５２を掘
削ストリング１４７の下端に取付ける。Recoverable televisions and sonar heads
153 and cement shoe 152 to the lower end of drilling string 147.

永久ベース１４５とケーシング１４６とを永久案内ベー
スが仮ベース１３０上に載るまで下げる。Lower the permanent base 145 and casing 146 until the permanent guide base rests on the temporary base 130.

案内ベース１４５はスリーブ１５９、スリーブ１５９の
周りに配置されていて案内ポスト１５５ａ 、１５５ｂ
、１５５ｃ 、１５５ｄ。The guide base 145 is arranged around the sleeve 159 and guide posts 155a and 155b.
, 155c, 155d.

１５５ｅ、１５５ｆ（１５５ｄ、１５５ｅ。155e, 155f (155d, 155e.

１５５ｆは第１４図には示してない）の支持体となる支
持部材１４８、案内ポストの付加的支持体となるプレー
ト１６０および２個の取除は案内（ｓｅｔ ａｓｉｄｅ
ｇｕｉｄｅ） ２００ （第１４図には１個しか示
してない）によって構成されている。155f (not shown in FIG. 14), a plate 160 that provides additional support for the guide post, and two removal
guide) 200 (only one is shown in FIG. 14).

１０６６．８７１！７１１（４２インチ）ケーシングが
坑井中に挿入された後、ケーシングをセメンティングす
る。After the 1066.871!711 (42 inch) casing is inserted into the wellbore, cement the casing.

次に、パイロットビットと９１４．４ｍｍ（３６インチ
）アンダーリーマとを用いて９１４．４ｍπ（３６イン
チ）の穴を約９１．５ｍ（３００フイート）の深さまで
掘る。A 36 inch hole is then drilled to a depth of approximately 300 feet using a pilot bit and a 36 inch underreamer.

９１４．４ｍｍ（３６インチ）の穴が掘られたら、１０
６６．８ｍｍ（４２インチ）ケーシングおよび９１４．
４ｍπ（３６インチ）穴中へ７６２ｍｍ（３０インチ）
ケーシングを挿入する。If a hole of 914.4 mm (36 inches) is dug, 10
66.8 mm (42 inch) casing and 914.
762mm (30 inches) into 4mπ (36 inches) hole
Insert the casing.

この７６２ｉπ（３０インチ）ケーシングをつぎにセメ
ンティングする。This 762iπ (30 inch) casing is then cemented.

このケーシングを適当にセメンティングした後、第１５
図中１６１で示したＢＯＰ装置を３５５．６朋（１４イ
ンチ）ライザー１８０で永久案内ベース１４５上に降ろ
す。After properly cementing this casing, the 15th
The BOP device, indicated at 161 in the figure, is lowered onto the permanent guide base 145 by a 14 inch riser 180.

ＢＯＰ装置はフレーム１６８、ＢＯＰスタック１６２、
取除は案内２０２、挿入管１７６および液圧装置１４３
で構成されている。The BOP devices include a frame 168, a BOP stack 162,
The guide 202, insertion tube 176 and hydraulic device 143 are removed.
It consists of

ＢＯＰフレーム１６８は４本の支持柱１６７ａ、１６７
ｂ、１６７ｃ、１６７ａ（第１５図には１６７ｃと１６
７ｄとは示してない）を含み、これらの支持柱は液圧コ
ネクタ１７４によって案内ベース１４５の支持ポスト１
５５ａ、１５５ｃ、１５５ｄ、１５５ｆに付いている。The BOP frame 168 has four support columns 167a, 167
b, 167c, 167a (167c and 16 in Figure 15)
7d), and these support columns are connected to support posts 1 of guide base 145 by hydraulic connectors 174.
It is attached to 55a, 155c, 155d, and 155f.

フレーム１６８は誘起されるライザー荷重をベース１４
５およびケーシング１４６に伝達し、ＢＯＰスタック１
６２上の荷重を実質的に減少させる。The frame 168 transfers the induced riser loads to the base 14.
5 and casing 146, BOP stack 1
substantially reducing the load on 62.

第１５図の線１８−１８についての断面図である第１８
図は４本のＢＯＰ支持柱１６７ａ、１６７ｂ、１６７ｃ
、１６７ｄが液圧コネクタ１７４ａ、１７４ｂ、１７４
ｃ。18, which is a cross-sectional view about line 18-18 of FIG.
The figure shows four BOP support columns 167a, 167b, and 167c.
, 167d are hydraulic connectors 174a, 174b, 174
c.

１７４ｄによってベース１４５に連結されたところを示
す。It is shown connected to the base 145 by 174d.

ブローアウトプリベンタースタック１６２は環状ブロー
アウトプリベンター１７１および１７２、シャーラム１
６３およびパイプラム１６４．１６５，１６６を含む。Blowout preventer stack 162 includes annular blowout preventers 171 and 172, shear ram 1
63 and pipe rams 164, 165, 166.

取除はフレーム２０２はライザーの取除けに用いるため
ＢＯＰ装置の上端に取付けられている。A removal frame 202 is attached to the top of the BOP device for use in removing risers.

挿入管（ｒｕｎｎｉ−ｎｇ ｔｕｂｅ） １７６はブ
ローアウトプリベンター装置が取除は位置にあるとき案
内ベース１４５を通る工具の案内を助ける。A runni-ng tube 176 assists in guiding the tool through the guide base 145 when the blowout preventer device is in the removal position.

第１５図に示すように、挿入管１７６の頂部には挿入管
中への工具の挿入を容易にするため切頭円錐型突出部１
７７が付いている。As shown in FIG. 15, the top of the insertion tube 176 has a frusto-conical projection 1 to facilitate insertion of tools into the insertion tube.
77 is attached.

ＢＯＰフレームには伸縮できるように設計されたピンを
入れる液圧式ピン装置１４３も付いている。The BOP frame also includes a hydraulic pin device 143 that receives pins designed to be retractable.

第２５図はピン１４０，１４１．１４２を有するピン装
置１４３の水平断面図を示す。FIG. 25 shows a horizontal sectional view of a pin device 143 with pins 140, 141, 142.

この断面図は第２２図の線２５−２５についての断面図
である。This cross-sectional view is taken along line 25--25 in FIG. 22.

これらのピンは適当な液圧シリンダ１５０で伸縮して取
除はフレーム２００と係合することができる。These pins can be extended and retracted with suitable hydraulic cylinders 150 to engage the frame 200 for removal.

このピン装置および取除はフレーム２００については後
で詳しく説明する。This pin arrangement and removal will be discussed in more detail below regarding frame 200.

フレーム１８５（第１５図に示す）は海中ライザー１８
０の下端に付いていて、ライザーの取除けに用いる器具
（ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ）の支持体となる。The frame 185 (shown in FIG. 15) is attached to the subsea riser 18
0 and serves as a support for the equipment used to remove the riser.

挿入管１８３と２個の液圧ピン装置１８８がフレーム１
８５に付いている。An insertion tube 183 and two hydraulic pin devices 188 are attached to the frame 1.
It is attached to 85.

挿入管はライザーが取除は位置にあるときＢＯＰスタッ
クを通る工具の案内に用いられる。The insertion tube is used to guide tools through the BOP stack when the riser is in the removal position.

ライザ゛−が第１５図のようにＢＯＰ装置上に置かれて
いるとき、挿入管１８３はＢＯＰスタックの挿入管１７
６と軸方向に整合している。When the riser is placed on the BOP device as shown in FIG. 15, the insertion tube 183 is connected to the insertion tube 17 of the BOP stack.
6 and is axially aligned.

ピン装置１８８はライザーの取除けを助ける。A pin device 188 aids in the removal of the riser.

ピン装置１８８はＢＯＰ装置のピン装置１４３とほぼ同
じ設計および機能を有する。Pin device 188 has substantially the same design and function as pin device 143 of the BOP device.

第１５図および第１６図に示したライザーはＢＯＰスタ
ックと軸方向に整合しており、液圧コネクタ１７９でＢ
ＯＰスタックに連結している。The riser shown in FIGS. 15 and 16 is axially aligned with the BOP stack and is connected to the BOP stack at hydraulic connector 179.
Connected to the OP stack.

ライザーにはライザーを可撓性にする通常の可撓継手１
７８が含まれている。The riser has a normal flexible joint 1 that makes the riser flexible.
Contains 78.

通常のキルおよびチョークライン（ｋｉ １１ ａｎ
ｄ ｃｈｏｋｅ ｌ １ｎｅｓ ）１８１がＢＯＰス
タック掘削船（図には示してない）へ伸びている。Normal kill and choke line (ki 11 an
d chokel 1nes) 181 extends to a BOP stack drilling vessel (not shown).

第１５図に示すようにＢＯＰ装置が正規の作業位置にあ
ると、６６０．４ｍｍ（２６インチ）のアンダーリーマ
がライザーおよび坑口装置を通って挿入され、５０８ｍ
ｍ（２０インチ）ケーシング用の６６０．４ｍｍ（２６
インチ）穴を掘削する。With the BOP equipment in its normal working position as shown in Figure 15, a 660.4 mm (26 inch) underreamer is inserted through the riser and wellhead equipment and the 508 m
660.4 mm (26 mm) for 20 inch (m) casing
inch) drill a hole.

本明細書中で用いる”坑口装置（ｗｅ ｌ １ｈｅａｄ
ａｓｓｅｍ−ｂ＋ｙ）”は仮案内ベース１３０、永久
案内ベース１４５およびＢＯＰ装置１６１を含む。As used herein, "wellhead apparatus"
assem-b+y)” includes a temporary guide base 130, a permanent guide base 145, and a BOP device 161.

約６６０．４ｍｍ（２６インチ）穴を約２４４ｍ（８０
０フイート）の深さまで掘った後、掘削ストリングとア
ンダーリーマとを船に戻す。Approximately 660.4 mm (26 inch) hole approximately 244 m (80 inch)
After drilling to a depth of 0 ft), the drilling string and underreamer are returned to the ship.

坑井穴中へ５０８ｍｍ（２０インチ）ケーシングを挿入
する前に、３５５．６ｍｍ（１４インチ）のライザーと
４６９．９ｍｍ（１８１／２インチ）のＢＯＰとを取除
ける。The 14 inch riser and 181/2 inch BOP are removed before inserting the 20 inch casing into the wellbore.

ＢＯＰ装置の取除けの基本的工程は、液圧コネクタ１７
４ａ 、 １７４ｂ 、 １７４ｃ。The basic process for removing the BOP device is to remove the hydraulic connector 17.
4a, 174b, 174c.

１７４ｄを取外す工程、ピン１４０および１４１を伸ば
す工程、ピン１４１が取除はフレーム（第２４図に示す
）の上方位置に来るまでライザーとＢＯＰ装置とを持ち
上げてピン１４０を引っ込め且つピン１４２を伸ばす工
程、およびライザーとＢＯＰとを第１６図に示す位置に
降ろす工程を含む。174d is removed, and pins 140 and 141 are extended by lifting the riser and BOP device until pin 141 is in a position above the removal frame (shown in FIG. 24), retracting pin 140, and extending pin 142. and lowering the riser and BOP to the position shown in FIG.

ライザーを持上げて移動させる装置は既述したように船
上装置で与えることができる。The device for lifting and moving the riser can be provided by the onboard device as described above.

第１８図は通常の作業位置にあるＢＯＰおよび永久案内
ベース１４５を示す。FIG. 18 shows the BOP and permanent guide base 145 in a normal working position.

第１６図の線１９−１９についての断面図である第１９
図は、ライザーとＢＯＰとが取除は状態にあるときのＢ
ＯＰ装置および案内ベース１４５を示す。19, which is a cross-sectional view taken along line 19-19 of FIG.
The diagram shows B when the riser and BOP are in the removed state.
The OP device and guide base 145 are shown.

第１８図および第１９図について説明すると、ライザー
およびＢＯＰが取除は状態にあるとき、ＢＯＰ柱１６７
ａおよび１６７ｃはコネクタ１７４ａおよび１７４ｂに
よって支持ポスト１５５ｂ 。Referring to FIGS. 18 and 19, when the riser and BOP are in the removed state, BOP column 167
a and 167c are connected to support post 155b by connectors 174a and 174b.

１５５ｅに取付けられ、ＢＯＰスタック１６２は案内ベ
ース１４５の支持柱１９１に取付けられる。155e, and the BOP stack 162 is attached to the support column 191 of the guide base 145.

ライザーおよびＢＯＰを取除は状態へ移動させる機構は
取除はフレーム２００の縦断面図を示す第２０−２３図
でより明瞭に説明することができる。The mechanism for moving the riser and BOP to the removed state can be more clearly illustrated in FIGS. 20-23, which show longitudinal cross-sectional views of the removed frame 200.

第２０図について説明すると、第１工程はピン１４０お
よび１４１を伸ばす工程である。Referring to FIG. 20, the first step is to extend the pins 140 and 141.

ピン１４１が伸びて取除はフレームの溝１４４中に入る
。Pin 141 is extended and removed into slot 144 in the frame.

第２工程は第２１図に示すようにピン１４１がスロット
１４４の頂部に来るまでライザーとＢＯＰとを持上げる
工程である。The second step is to lift the riser and BOP until the pin 141 is at the top of the slot 144, as shown in FIG.

第３工程は第２２図に示すようにピン１４０を引込め且
つピン１４２を伸ばす工程である。The third step is a step of retracting the pin 140 and extending the pin 142, as shown in FIG.

次にＢＯＰおよびライザーを下げる。Then lower the BOP and riser.

第２３図に示すようにピン１４２がピン１４１をスロッ
ト１４４中をフレーム２００の反対側へ押し下げる。Pin 142 pushes pin 141 down into slot 144 to the opposite side of frame 200, as shown in FIG.

ライザーおよびＢＯＰが取除は位置にあると、５０８ｍ
ｍ（２０インチ）ケーシングを挿入管１．７６および案
内ベース１４５を通して７６２關（３０インチ）ケーシ
ングおよび６６０．４ｍｍ（２６インチ）坑井穴中へ挿
入することができる。With riser and BOP removed in position, 508m
The 20 inch (762 inch) casing can be inserted through the insertion tube 1.76 and the guide base 145 into the 30 inch (762 inch) casing and the 26 inch (660.4 mm) wellbore.

この５０８ｍｍ（２０インチ）ケーシングは常法でセメ
ンティングすることができる。This 508 mm (20 inch) casing can be cemented using conventional methods.

セメンティング作業中セメントによって排除された流体
はライザーをケーシングに連結している導管（図には示
してない）を通して船に戻してもよく、あるいはこの流
体が汚染物質でなければ海水中に投棄してもよい。The fluid displaced by the cement during the cementing operation may be returned to the ship through conduits connecting the riser to the casing (not shown) or, if this fluid is not a contaminant, it may be dumped into seawater. You can.

５０８ｍｍ（２０インチ）ケーシングのセメンティング
終了後、ＢＯＰ装置およびライザーを第１４図に示した
正規の作業位置へ戻す。After cementing the 508 mm (20 inch) casing, the BOP equipment and riser are returned to their normal working positions as shown in FIG.

ＢＯＰとライザー装置とをこの位置に戻すため、ピンを
第２３図に示す位置にして、ライザーおよびＢＯＰを持
上げる。To return the BOP and riser assembly to this position, place the pins in the position shown in Figure 23 and lift the riser and BOP.

ピン１４１がスロット１４４の頂部に来たら、ピン１４
２が引込み、ピン１４０が伸びる。When pin 141 is at the top of slot 144, pin 14
2 is retracted and the pin 140 is extended.

次に、ライザーおよびＢＯＰが通常の作業位置に降ろさ
れる。The riser and BOP are then lowered into normal working position.

ＢＯＰが通常の作業位置に来たら、掘削が続行される。Once the BOP is in its normal working position, excavation continues.

３３９．７２５ｍｍ（１３３／Ｂインチ）ケーシング用
の４４４．５關（１７１／２インチ）の穴を約１２２０
ｍ（４，０００フイート）の深さまで掘削する。Approximately 1220 mm (171/2 inch) hole for 339.725 mm (133/B inch) casing
Excavate to a depth of 4,000 feet (m).

この３３９．７２５ｉｉ（１３３／８インチ）ケーシン
グの挿入を行うには、３５５．６ｍｍ（１４インチ）ラ
イザーを再び取除けなければならない。To perform the insertion of this 133/8 inch casing, the 14 inch riser must be removed again.

しかし、ＢＯＰスタックは通常の作業位置に置いたまＸ
でよい。However, the BOP stack remains in its normal working position.
That's fine.

ライザーの取除は工程はライザーをＢＯＰ装置から取外
す工程、液圧装置１８８中の適当なピンを伸ばして取除
は案内２０２と係合させる工程、ライザーを持上げる工
程、ピンがフレーム２０２のスロットの頂部に来たとき
装置１８８中の適当なピンを引込める工程、ライザーを
第１７図に示す位置へ降ろす工程およびライザーをＢＯ
Ｐ装置へ取付ける工程を含む。Removal of the riser involves the steps of removing the riser from the BOP device, extending the appropriate pin in the hydraulic system 188 and engaging the removal guide 202, lifting the riser, and placing the pin in the slot in the frame 202. 188, lowering the riser to the position shown in FIG. 17 and lowering the riser to the BO
Includes the process of attaching it to the P device.

液圧装置１８８のピンはＢＯＰ装置の取除けのために上
述した方法と同じ方法で取除はフレームと係合する。The pins of the hydraulic device 188 engage the removal frame in the same manner as described above for removal of the BOP device.

ライザーが取除は位置（第１７図に示す）にあるとき、
ライザーフレーム１８５の挿入管１８３はＢＯＰスタッ
クと軸方向に整合している。When the riser is in the removal position (shown in Figure 17),
Insertion tube 183 of riser frame 185 is axially aligned with the BOP stack.

３３９．７２５關（１３′３／／８インチ）ケーシング
を挿入し且つセメンティングした後、ライザーを第１５
図に示す位置へ戻す。After inserting and cementing the 13'3//8 inch casing, the riser
Return to the position shown in the diagram.

次に、掘削を常法で続行する。Excavation then continues in the conventional manner.

それ以後の掘削に用いるケーシングおよび工具はライザ
ーおよび坑口装置を通るのでライザーを取除ける必要は
ない。There is no need to remove the riser as the casing and tools used for subsequent drilling pass through the riser and wellhead equipment.

以上のことから明らかなように、本発明は当業界におけ
る公知の深海ライザー装置よりも顕著な利益を与える。As can be seen from the foregoing, the present invention provides significant advantages over known deepwater riser systems in the art.

以上、本発明を主として上記実施例に関して説明したが
、本発明がこれら実施例に限定されるものではないこと
は当然であり、むしろすべてのまたはいずれかの等偽物
またはそれらの組合せのように広く解釈すべきである。Although the present invention has been mainly described with reference to the above embodiments, it is natural that the present invention is not limited to these embodiments, but rather broadly applicable to all or any counterfeits or combinations thereof. should be interpreted.

【図面の簡単な説明】[Brief explanation of the drawing]

第１図は取除は位置（ｓｅｔ ａｓｉｄｅ ｐｏｓｉｔ
ｉｏｎ） にある本発明のライザー装置を含む、海上
掘削装置の概略正面図であり、一部分を断面で示してあ
り、第２図は第１図に示した坑口とライザーの下端との
拡大図であり、支持フレーム、フローアウトプリベンタ
ースタックおよび坑口の詳細を示す図であり、第３図は
取除は位置におけるライザーの下端の拡大図で、高モブ
ローアウトプリベンタースタックの設置を示す図であり
、第４図は第３図と同様なライザーの下端の拡大図で、
ライザーがブローアウトプリベンタースタック上の位置
へ移動した後のライザー位置を示す図であり、第５図は
通常の掘削位置にある本発明のライザー装置を含む海上
掘削装置の概略正面図で、一部分を断面で示す図であり
、第６図および第７図は本発明のライザー装置を用いる
２般掘削作業の概略正面図であり、第８図は坑口、ライ
ザーの下端およびブローアウトプリベンター装置の拡大
図で、本発明のもう１つのライザー装置実施例の詳細を
示す図であり、第９図および第１０図は第８図に示した
ライザー装置実施例の作業を示す概略正面図で、ライザ
ーの取除は位置を示す図であり、第１１図は第４図の線
１１−１１についての断面図で、ブローアウトプリベン
タースタック上に整合しているライザーを示す図であり
、第１２図は第３図の線１２−１２についての断面図で
、取除は位置にあるライザーを示す図であり、第１３図
は本発明のもう１つの実施例の装置の概略正面図で、仮
案内ベースと坑井穴掘削用装置とを示す図であり、第１
４図は第１３図の仮案内ベース上への永久案内ベースの
設置およびケーシングの坑井穴中への挿入を示す概略正
面図で、一部分を断面で示す図であり、第１５図は通常
の掘削位置にあるライザーと坑口装置とを含む海上掘削
装置を示す概略正面図であり、第１６図はライザー装置
とブローアウトプリベンターとが取除は位置にある、第
１５図の海上掘削装置を示す概略正面図であり、第１７
図は通常の作業位置にあるブローアウトプリベンターと
取除は位置にあるライザーとを示す概略正面図であり、
第１８図は第１５図の線１８１８についての断面図で、
通常の作業位置にあるブローアウトプリベンター装置を
示す図であり、第１９図は第１６図の線１９−１９につ
いての断面図で、取除は位置にあるブローアウトプリベ
ンター装置を示す図であり、第２０−２３図は液圧ピン
装置と取除はフレームとの縦断面図で、プロアウドプリ
ベンターおよびライザーを取除は位置へ移動させるため
の工程順序を示す図であり、第２４図はブローアウトプ
リベンター装置が取除けられているところを示す概略図
であり、第２５図は第２２図の液圧ピン装置の線２５−
２５についての断面図である。 １０・・・・・・掘削船、１１・・・・・・海底坑口、
１３・・・・・・案内ベース、１５・・・・・・坑井穴
、１６・・・・・・フレーム、１７・・・・・・（海中
）ライザー １８・・・・・・ブローアウトプリベンタ
ースタック、１９・・・・・・掘削ストリング、２０・
・・・・・櫓、２１，２２・・・・・・可撓継手、２４
・・・・・・ライザーフレーム、２５・・・・・・ケー
ブル、２６・・・・・・滑車、２９・・・・・・レール
案内、３１・・・・・・分流ライン、３３・・・・・ケ
ーシング。Figure 1 shows the removal position (set aside position).
FIG. 2 is a schematic front view of an offshore drilling rig including the riser device of the present invention located at 3 is an enlarged view of the lower end of the riser in the removed position and shows the installation of a high mob blowout preventer stack; FIG. Figure 4 is an enlarged view of the lower end of the riser similar to Figure 3;
FIG. 5 is a diagram showing the riser position after the riser has been moved to a position on the blowout preventer stack, and FIG. 6 and 7 are schematic front views of a dual excavation operation using the riser device of the present invention, and FIG. 8 is an enlarged view of the wellhead, the lower end of the riser, and the blowout preventer device. FIG. 9 and FIG. 10 are schematic front views showing the operation of the riser device embodiment shown in FIG. 11 is a cross-sectional view taken along line 11-11 of FIG. 4 showing the riser aligned on the blowout preventer stack; FIG. FIG. 13 is a cross-sectional view taken along line 12--12 of the figure showing the riser in removed position; FIG. FIG.
Fig. 4 is a schematic front view showing the installation of the permanent guide base on the temporary guide base of Fig. 13 and the insertion of the casing into the wellbore, and is a partial cross-sectional view, and Fig. 15 is a schematic front view showing the installation of the permanent guide base on the temporary guide base of Fig. 16 is a schematic front view showing the offshore drilling rig including the riser and wellhead equipment in the drilling position; FIG. 16 shows the offshore drilling rig of FIG. 15 with the riser equipment and the blowout preventer in the removed position; FIG. It is a schematic front view, and the 17th
The figure is a schematic front view showing the blowout preventer in its normal working position and the riser in its removal position;
FIG. 18 is a cross-sectional view about line 1818 in FIG. 15,
19 is a cross-sectional view taken along line 19-19 of FIG. 16 and shows the blowout preventer device in a removed position; FIG. Figures 20-23 are longitudinal cross-sectional views of the hydraulic pin device and the removal frame; Figures 24 are diagrams showing the process sequence for moving the pro-audition preventer and riser into position; 25 is a schematic view showing the outpreventer device being removed; FIG. 25 is a schematic view showing the hydraulic pin device of FIG.
25 is a sectional view of FIG. 10... Drilling ship, 11... Submarine mine entrance,
13... Guide base, 15... Well hole, 16... Frame, 17... (undersea) riser 18... Blowout Preventer stack, 19...Drilling string, 20.
...turret, 21, 22...flexible joint, 24
... Riser frame, 25 ... Cable, 26 ... Pulley, 29 ... Rail guide, 31 ... Diversion line, 33 ... ···casing.

Claims (1)

【特許請求の範囲】 １ 掘削船１０から坑口１１を有する海底坑井に達する
ライザー装置において、 （ａ） 上端が掘削船上に支持されているほぼ鉛直な
ライザーパイプ１７、 （ｂ） 上記坑口の付近に置かれた、上記ライザーの
下端を支持する海底支持体１３，１６、 （Ｃ） ライザーパイプを引張り状態のもとで、ライ
ザーの下端をライザーが坑口と軸方向に整合する上記支
持体上の第１の位置とライザーが抗日との軸方向整合か
ら横方向に取除けられる上記支持体上の第２の位置との
間で移動させるライザーの引張りかつ移動装置２５，２
６．２９を含むライザー装置。 ２ 上記坑口１１にブローアウトプリベンタースタック
１８を取付けた、特許請求の範囲第１項に記載の装置。 ３ 上記海底支持体１３，１６が上記ライザーパイプ１
γの構造支持を与えるフレーム１６を含む、特許請求の
範囲第１項に記載の装置。 ４ 上記ライザー１７の引張り、移動装置が上記ライザ
ーの下端と上記フレーム１６とを相互連結する案内装置
を含む、特許請求の範囲第３項に記載の装置。 ５ 上記案内装置が液圧作動式昇降装置５１を含む、特
許請求の範囲第４項に記載の装置。 ６ 上記海底坑口１１と上記海底支持体１３゜１６との
間の流体連通装置をも含む、特許請求の範囲第１項に記
載の装置。 ７ 上記流体連通装置が上記坑口１１から上記海底支持
体１３．１６へ流体をそらすダイバータ管３１を含む、
特許請求の範囲第６項に記載の装置。 ８ 海底坑口１１と掘削船１０とを相互連結するための
ライザー装置に・おいて、 （ａ） 上端が上記掘削船上に支持されており且つ下
端が上記坑口に着脱自在に連結されているほぼ鉛直なラ
イザーパイプ１７、 （ｂ） 上記坑口付近に置かれた、上記ライザーの下
端を支持するための海底支持体１３．１６（Ｃ） 上
記坑口から上記ライザーパイプの下端を取りはずすため
の装置、 （ｄ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
と支持関係に置くことができるように上記ライザーパイ
プを移動させ、また上記ライザーパイプの下端を上記海
底支持体から上記坑口へ戻すことができ、かつ上記支持
体と支持関係にあるライザーパイプに張力を加えること
ができる上記掘削船上にあるライザーパイプの引張り、
移動装置２５，２６，２９、 を含むライザー装置。 ９ 上記坑口１１にブローアウトプリベンタースタック
１８を取付けた、特許請求の範囲第８項に記載の装置。 １０ 上記海底支持体１３．１６が上記ライザーパイ
プ１７の構造支持を与えるフレーム１６を含む、特許請
求の範囲第８項に記載の装置。 １１ 上記ライザーパイプ１７の下端を取りはずす装
置が水圧式コネクター５６ａ、５６ｂ。 ５６ｃ 、５６ａ 、５６ｅを含む、特許請求の範囲第
８項に記載の装置。 １２ 上記ライザーパイプ１７を移動させる上記装置
が上記ライザーパイプの下端に取付けられた案内装置を
含む、特許請求の範囲第８項に記載の装置。 １３ 上記海底坑口１１と上記海底支持体１３゜１６
との間の流体連通装置をも含む、特許請求の範囲第８項
に記載の装置。 １４ 上記流体連通装置が上記坑口１１から上記海底
支持体１３．１６へ流体をそらせるダイバータ管３１を
含む、特許請求の範囲第１３項に記載の装置。 １５ 海底坑口１１と掘削船１０とを相互連結するた
めのライザー装置において、 （ａ） 上端が上記掘削船上に支持されており且つ下
端が上記坑口に着脱自在に連結されているほぼ鉛直なラ
イザーパイプ１７、 （ｂ） 上記坑口付近に置かれた、上記ライザーの下
端を支持するための海底支持体１３．１６、（Ｃ）
上記ライザーパイプの下端を上記坑口から取りはずすた
めの装置、 （ｄ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
と支持関係に置くことができるように上記ライザーパイ
プを移動させ、かつ上記ライザーパイプの下端を上記海
底支持体から上記坑口へ戻すことができ、しかも上記ラ
イザーパイプの上端に取付けられていて上記ライザーパ
イプに張力を加える上記掘削船上の引張装置を含む、ラ
イザーパイプの引張り、移動装置２５，２６゜９ を含むライザー装置。 １６ 上記引張装置が上記引張装置と共に上記ライザ
ーパイプ１７の上端の横方向移動を可能にした装置２６
．２９をも含む、特許請求の範囲第１５項に記載の装置
。 １７ ライザーパイプ１７が上端を掘削船に取付けら
れ且つ下端を海底坑口１１に取付けられている掘削船１
０から海底坑井作業を行う方法において、 （ａ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底坑口か
ら取りはずすこと、 （ｂ） ライザーパイプの下端が上記海底坑口から一
定距離に置かれるように上記ライザーパイプを横方向へ
移動させること、 （Ｃ） 上記ライザーの内径より大きい外径を有する
ケーシングを坑井中に降ろすこと、および（ｄ） 上
記ライザーパイプを上記海底坑口から上記一定距離に置
いたまま上記ライザーパイプを引張り状態に保つこと から成ることを特徴とする方法。 １８ ライザーパイプ１８０が上端を上記掘削船に取
付けられ且つ下端をブローアウトプリベンタースタック
１６２に取付けられており、上記ブローアウトプリベン
タースタックが海底坑口の上方に置かれて坑口に取付け
られている、掘削船から深海坑井作業を行う方法におい
て、 （ａ） 上記ブローアウトプリベンタースタックの下
端を上記海底坑口から取りはずすこと、 （ｂ） 上記ブローアウトプリベンタースタックが取
付けられている上記ライザーパイプを横方向に移動させ
、上記ライザーパイプの下端と上記ブローアウトプリベ
ンタースタックとが上記海底坑口から一定距離に置かれ
るようにすること、および （Ｃ） ライザーパイプの内径より大きい外径を有す
るケーシングを坑井中に降ろすこと、 から成ることを特徴とする方法。 １９ 海底坑井の坑口装置において、 海中ライザー１７の下端を上記坑井と一般に軸方向に整
合する位置で支持するように適合させた第１支持体と海
中ライザーの下端を軸方向整合位置から横方向に移動さ
せた位置で支持し、それによって上記海中ライザーを迂
回することによって上記坑井中に工具を導入できるよう
に適合させた第２支持体とを有するフレーム１６および
、上記軸方向整合位置と横方向移動位置との間で上記ラ
イザーを移動させる装置を含む坑口装置。 ２０ 海底１４に置かれ且つライザー１７によって掘
削船１０に連結されている坑口装置において、ライザー
の下端を、ライザーを通して坑井中に掘削工具を降ろす
ことができるように適合させた第１位置及びライザーを
通さずに坑井中へ掘削工具を降ろすことができるように
適合させた第２位置に支持できる支持体１３，１６、お
よびライザーを上記第１位置と上記第２位置との間で移
動させる装置、 を含む坑口装置。 ２１ 海底に置かれ且つライザー１８０によって掘削
船に連結され、坑井作業に使用されるための坑口装置に
おいて、 ライザーの下端に取付けであるブローアウトプリベンタ
ー装置１６１、 ライザーの下端を、ライザーが坑井と軸方向に整合する
第１位置とライザーが上記坑井の軸から横方向に移動し
ているようにする第２位置との間で案内するためブロー
アウトプリベンター装置に取付けられた案内装置２０２
、 ブローアウトプリベンターの下にあってブローアウトプ
リベンター装置を支持するための支持体１４５、および ブローアウトプリベンター装置を、フローアウトプリベ
ンターが坑井と軸方向に整合する第１位置とブローアウ
トプリベンターが上記坑井の軸から横方向に移動してい
るようにする第２位置との間で案内するため支持体に取
付けられた案内装置２００、 を含む坑口装置。 ２２ ライザーパイプ１７が上端を掘削船に取付けら
れ且つ下端を海底坑口１１の付近に置かれた海底支持体
１３．１６に取付けられている、掘削船１０から深海坑
井作業を行う方法において、（ａ） 上記ライザーパ
イプを上記支持体に取付けたまへ上記ライザーパイプを
引張り状態に保つこと、 （ｂ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
から取りはずすこと、 （Ｃ） 上記ライザーパイプを上記海底坑口と軸方向
に整合する位置へ横方向に移動させること、および （ｄ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底坑口に
取付けること、 から成ることを特徴とする方法。 ２３ 上記海底坑口１１にブローアウトプリベンター
スタック１８が取付けである、特許請求の範囲第２２項
に記載の方法。 ２４ 上記海底支持体１３．１６が上記ライザーパイ
プ１７の構造支持体を与え得るフレーム１６を含む、特
許請求の範囲第２２項に記載の方法。 ２５ ライザーパイプ８０がその上端で掘削船８２に
取付けられ且つその下端で海底坑口付近に置かれた海底
支持体に取付けられている掘削船から深海坑井作業を行
う方法において、 （ａ） 上記海底支持体から上記ライザーパイプの下
端を取りはずすこと、 （ｂ） 上記海底坑口と軸方向に整合する位置へ上記
ライザーパイプを横方向に移動させること、（Ｃ）
上記ライザーパイプの下端を上記坑口に取付けること、 （ｄ）上記ライザーパイプの下端を上記海底坑口から取
りはずすこと、 （ｅ） 上記ライザーパイプを上記海底支持体と支持
関係にある位置へ戻すこと、および （ｆ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
に再び取付けること、 から成ることを特徴とする方法。 ２６ 上記ライザーパイプ８０の上端を上記掘削船８
２から取りはずす工程および上記ライザーパイプの上端
を上記掘削船から離れた一定距離に移動させる工程をも
含む、特許請求の範囲第２５項に記載の方法。 ２７ 上記ライザーパイプ８０の上記上端を上記掘削
船から一定距離離れた位置に置かれた作業船８３に取付
ける工程をも含む、特許請求の範囲第２６項に記載の方
法。 ２８ 上記掘削船８２から取りはずされた後で上記ラ
イザー８０が自立できるように十分に浮揚性としである
、特許請求の範囲第２６項に記載の方法。 ２９ 上記ライザー８０の上記上端をアンカー装置８
８ａ 、ｓ８ｂの使用によって上記掘削船８２から離れ
た一定距離に固定する、特許請求の範囲第２８項に記載
の方法。 ３０ ライザーパイプ１７が上端を掘削船１０に取付
けられ、下端を海底坑口１１に取付けられており、且つ
掘削ストリングが上記ライザーパイプを通って上記坑口
中へ延びて掘削作業を行う、掘削船から深海坑井作業を
行う方法において、（ａ） 上記掘削ストリングを上
記海底坑口および上記ライザーパイプから引き抜くこと
、 （ｂ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底坑口か
ら取りはずすこと、 （Ｃ） 上記ライザーパイプを上記海底坑口の付近に
置かれた海底支持体１３．１６と支持関係で整合する位
置へ横方向に移動させること、 （ｄ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
に取付けること、 から成ることを特徴とする方法。 ３１ 上記ライザーパイプ１７の内径より大きい直径
のケーシングを上記海底坑口１１中に挿入することをも
含む、特許請求の範囲第３０項に記載の方法。 ３２ 上記ライザーパイプ１７を上記海底支持体１３
．１６に連結した後、上記ライザーパイプと上記海底坑
口１１との間に流体連通を与えることをも含む、特許請
求の範囲第３０項に記載の方法っ３３ 上記坑口から
上記海底支持体１３．１６へ流体をそらせるダイバータ
管３１によって上記ライザーパイプ１７と上記坑口１１
との間に流体連通を与える、特許請求の範囲第３０項に
記載の方法。 ３４ 上記ライザーパイプ１７の直径よりも大きい直
径を有する掘削ビットを取付けである掘削ストリング１
９を上記海底坑口１１中に伸ばすことをも含む、特許請
求の範囲第３０項に記載の方法。 ３５ ライザーパイプ１７が上端を掘削船１０に取付
けられ且つ下端を海底坑口１１に取付けられている、掘
削船から深海坑井作業を行う方法において、 （ａ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底坑口か
ら取りはずすこと、 （ｂ） 上記ライザーパイプを上記海底坑口付近に置
かれた海底支持体１３．１６を支持関係にある位置へ横
方向に移動させること、 （Ｃ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
に取付けること、および （ｄ） 上記ライザーパイプを上記海底支持体に取付
けたまＳ上記ライザーパイプを引張状態に保つこと、 から成ることを特徴とする方法。 ３６ 上記坑口にブローアウトプリベンタースタック
１８が取付けである、特許請求の範囲第３５項に記載の
方法。 ３７ 上記海底支持体１３．１６が上記ライザーパイ
プ１７の構造支持体を与え得るフレーム１６を含む、特
許請求の範囲第３５項に記載の方法。 ３８ 海底坑口１１を通して掘削船１０から坑井中で
の掘削作業を行う方法において、 （ａ） 低圧ブローアウトプリベンタースタック１８
を上記坑口へ降ろして坑口に取付けること、（ｂ）
ライザーパイプ１７を上記掘削船から支持し、上記ライ
ザーパイプの下端を上記坑口の軸から横方向に移動し且
つ上記坑口と流体連通状態にすること、 （Ｃ） 上記掘削船から上記低圧スタックおよび坑口
を通して掘削ス） ＩＪソング９を降ろすこと、（ｄ）
上記掘削ストリングを通して上記坑井中へ掘削流体
を下方へ循環させ且つ上記流体を上記ライザーパイプを
通して上記掘削船に戻すことを含む上記坑井の一部分の
掘削を行うこと、（ｅ） 上記掘削スＩ−ＩＪソング
上記坑口から引き出すこと、 （ｆ） 上記坑井の掘削部分内にケーシングを降ろす
こと、 （ｇ） 上記低圧スタックを上記坑口から取除けるこ
と、 （ｈ） 高圧ブローアウトプリベンクースタック６０
を上記坑口へ降ろして坑口に取付けること、（ｉ）
上記ライザーパイプの下端を移動させて上記高圧スタッ
クと軸方向整合状態にし且つライザーパイプを上記高圧
スタックに取付けること、（ｊ） 上記掘削船から掘
削ストＩＪング７０を上記ライザーパイプ、高圧スタッ
クおよび坑口を通して降ろすこと、および （ｋ） 上記坑井の残りの部分の掘削を行うこと、か
ら成ることを特徴とする方法。 ３９ 海底に置かれたベース構造物１４５を通して掘
削船から坑井中の掘削作業を行う方法において、 ブローアウトプリベンタースタック１６２を上記ベース
構造物へ降ろし且つ上記ブローアウトプリベンタースタ
ックを上記ベース構造物に取付けること、 上記掘削船からライザーパイプ１８０を支持し、上記ラ
イザーパイプの下端をフローアウトプリベンタースタッ
クに取付けること、 上記掘削船から上記ライザーおよびブローアウトプリベ
ンタースタックを通して、掘削ストリングを降ろすこと
、 上記坑井の第１部分を掘削すること、 上記掘削スｌ−ＩＪソング上記ベース構造物から弓き出
すこと、 ブローアウトプリベンターをベース構造物から取りはず
し、このブローアウトプリベンターを坑井の軸から横方
向に移動させること、 ケーシングを上記ベース構造物中を通して坑井の掘削船
中へ降ろすこと、 ブローアウトプリベンターを上記坑井と軸方向整合状態
に移動させてベース構造物に取付けること、 上記掘削船から掘削スｌ−ＩＪソング上記ライザーパイ
プおよびブローアウトプリベンタースタックを通して降
ろすこと、 上記坑井の第２部分を掘削すること、 上記掘削ストリングを上記ブローアウトプリベンタース
タックから引き出すこと、 ライザーをブローアウトプリベンタースタックから取り
はずすこと、 ライザーの下端をブローアウトプリベンタースタックの
軸から横方向に移動させること、ケーシングを坑井の第
２部分中へ降ろすこと、ライザーの下端を移動させてブ
ローアウトプリベンタースタックと軸方向整合状態にし
且つライザーを上記ブローアウトプリベンタースタック
に取付けること、および 上記坑井の残りの部分を掘削すること、 から戒ることを特徴とする方法。 ４０ ライザーパイプ１７が上端を掘削船１０に取付
けられ且つ下端を海底坑口１１に取付けられている掘削
船から深海坑井作業を行う方法において、 （ａ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底坑口か
ら取りはずすこと、 （ｂ） 上記ライザーパイプを横方向に移動させて上
記海底坑口付近に置かれた海底支持体１３゜１６と支持
関係にある位置にすること、 （Ｃ） 上記ライザーパイプの下端を上記支持体に取
付けること、 （ｄ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
から取りはずすこと、 （ｅ） 上記ライザーパイプを横方向に移動させ、上
記海底坑口と軸方向整合状態にある位置に戻すこと、お
よび （ｆ） 上記ライザーパイプの下端を上記海底支持体
に再び取付けること、 から戒ることを特徴とする方法。[Scope of Claims] 1. A riser device that reaches from a drilling ship 10 to a submarine well having a wellhead 11, which includes: (a) a substantially vertical riser pipe 17 whose upper end is supported on the drillship; (b) the vicinity of the wellhead; subsea supports 13, 16 supporting the lower end of said riser, placed on said supports 13, 16, with the riser pipe under tension, the lower end of said riser being placed on said support where said riser is axially aligned with the wellhead; A tensioning and displacing device 25,2 for the riser to be moved between a first position and a second position on said support in which the riser is laterally removed from axial alignment with the sun protection.
6.29 Riser equipment. 2. The apparatus according to claim 1, wherein a blowout preventer stack 18 is attached to the wellhead 11. 3 The seabed supports 13 and 16 are connected to the riser pipe 1
Apparatus according to claim 1, including a frame 16 providing structural support of γ. 4. Apparatus according to claim 3, wherein the tensioning and displacing device of the riser 17 includes a guiding device interconnecting the lower end of the riser and the frame 16. 5. The device according to claim 4, wherein the guiding device comprises a hydraulically operated lifting device 51. 6. The apparatus of claim 1, further comprising a fluid communication device between the subsea wellhead 11 and the subsea support 13.16. 7 said fluid communication device includes a diverter tube 31 diverting fluid from said wellhead 11 to said subsea support 13.16;
Apparatus according to claim 6. 8. In a riser device for interconnecting the submarine wellhead 11 and the drilling ship 10, (a) an almost vertical riser device whose upper end is supported on the drilling ship and whose lower end is detachably connected to the wellhead; a riser pipe 17, (b) a seabed support 13.16 placed near the wellhead for supporting the lower end of the riser; (C) a device for removing the lower end of the riser pipe from the wellhead; (d ) moving the riser pipe such that the lower end of the riser pipe can be placed in supporting relationship with the subsea support, and returning the lower end of the riser pipe from the subsea support to the wellhead; and Tensioning of the riser pipe on the said drilling vessel capable of applying tension to the riser pipe in supporting relationship with the support;
A riser device including moving devices 25, 26, 29. 9. The apparatus according to claim 8, wherein a blowout preventer stack 18 is attached to the wellhead 11. 10. The apparatus of claim 8, wherein said subsea support 13.16 comprises a frame 16 providing structural support for said riser pipe 17. 11 The devices for removing the lower end of the riser pipe 17 are hydraulic connectors 56a and 56b. 9. The apparatus of claim 8, comprising 56c, 56a, 56e. 12. The device of claim 8, wherein the device for moving the riser pipe 17 includes a guide device attached to the lower end of the riser pipe. 13 The above-mentioned submarine wellhead 11 and the above-mentioned submarine support 13°16
9. The apparatus of claim 8, also comprising a fluid communication device between. 14. The apparatus of claim 13, wherein the fluid communication device includes a diverter tube 31 for diverting fluid from the wellhead 11 to the subsea support 13.16. 15 In a riser device for interconnecting the submarine wellhead 11 and the drilling ship 10, (a) a substantially vertical riser pipe whose upper end is supported on the drilling ship and whose lower end is detachably connected to the wellhead; 17, (b) Submarine support 13.16, (C) for supporting the lower end of the riser, placed near the wellhead.
(d) a device for removing the lower end of the riser pipe from the wellhead; (d) moving the riser pipe such that the lower end of the riser pipe can be placed in a supporting relationship with the subsea support; and a lower end of the riser pipe; from the subsea support back to the wellhead, and includes a tensioning device on the drilling vessel attached to the upper end of the riser pipe to apply tension to the riser pipe; Riser device including 26°9. 16 A device 26 in which the tensioning device together with the tensioning device enables lateral movement of the upper end of the riser pipe 17;
．． 16. The apparatus of claim 15, further comprising: 29. 17 Drilling ship 1 in which the riser pipe 17 is attached at the upper end to the drilling ship and at the lower end to the submarine wellhead 11
In a method for conducting submarine well work from zero, the method includes: (a) removing the lower end of the riser pipe from the submarine well; (b) positioning the riser pipe so that the lower end of the riser pipe is placed at a certain distance from the submarine well; (c) lowering into the wellbore a casing having an outer diameter greater than the inner diameter of the riser; and (d) lowering the riser pipe into the wellbore while leaving the riser pipe at the fixed distance from the subsea wellhead. A method characterized in that it consists of maintaining in tension. 18. A drilling ship, wherein a riser pipe 180 has an upper end attached to the drilling vessel and a lower end attached to a blowout preventer stack 162, and the blowout preventer stack is placed above a subsea wellhead and attached to the wellhead. In a method for performing deep-sea well drilling operations, the method includes: (a) removing the lower end of the blowout preventer stack from the submarine wellhead; (b) laterally moving the riser pipe to which the blowout preventer stack is attached; , (C) lowering a casing having an outer diameter greater than an inner diameter of the riser pipe into the wellbore; A method characterized by comprising: 19 In a wellhead arrangement for a subsea well, a first support adapted to support the lower end of a subsea riser 17 in a position generally axially aligned with the wellbore and a lower end of the subsea riser laterally from an axially aligned position. a second support adapted to support the tool in the axially displaced position, thereby permitting introduction of the tool into the wellbore by bypassing the subsea riser; A wellhead device including a device for moving the riser to and from a lateral transfer position. 20 In a wellhead installation located on the seabed 14 and connected to the drilling vessel 10 by a riser 17, the lower end of the riser is placed in a first position and the riser adapted to allow lowering of a drilling tool into the wellbore through the riser. a support 13, 16 supportable in a second position adapted to allow lowering of a drilling tool into the wellbore without passing through the borehole, and a device for moving the riser between said first position and said second position; wellhead equipment including; 21 In a wellhead device placed on the seabed and connected to a drilling vessel by a riser 180, for use in wellbore work, a blowout preventer device 161 is attached to the lower end of the riser, and the riser connects the lower end of the riser to the wellbore. a guide device 202 mounted on the blowout preventer device for guiding between a first position in axial alignment with the riser and a second position in which the riser is moved laterally from the axis of the wellbore;
, a support 145 below the blowout preventer for supporting the blowout preventer device, and a support 145 for supporting the blowout preventer device, and a support 145 for supporting the blowout preventer device in a first position in which the flowout preventer is axially aligned with the wellbore and in a first position in which the blowout preventer is in A wellhead apparatus comprising: a guide apparatus 200 mounted on a support for guiding to and from a second position translating laterally from the axis of the wellbore. 22. In a method of carrying out deep-sea wellbore operations from a drilling vessel 10, in which the riser pipe 17 is attached at its upper end to the drilling vessel and at its lower end to a subsea support 13.16 placed in the vicinity of the subsea wellhead 11, a) maintaining the riser pipe in tension while the riser pipe is attached to the support; (b) removing the lower end of the riser pipe from the seabed support; (C) attaching the riser pipe to the seabed wellhead. and (d) attaching the lower end of the riser pipe to the subsea wellhead. 23. The method according to claim 22, wherein a blowout preventer stack 18 is attached to the submarine wellhead 11. 24. A method according to claim 22, wherein the subsea support 13.16 comprises a frame 16 capable of providing structural support for the riser pipe 17. 25. A method of performing deep-sea wellbore operations from a drilling vessel in which a riser pipe 80 is attached at its upper end to a drilling vessel 82 and at its lower end to a subsea support placed near the subsea wellhead, comprising: (a) said subsea wellhead; (b) removing the lower end of the riser pipe from the support; (b) laterally moving the riser pipe to a position in axial alignment with the subsea wellhead; (C)
attaching the lower end of the riser pipe to the wellhead; (d) removing the lower end of the riser pipe from the subsea wellhead; (e) returning the riser pipe to a position in supporting relationship with the subsea support; (f) reattaching the lower end of the riser pipe to the subsea support. 26 Connect the upper end of the riser pipe 80 to the drilling ship 8
26. The method of claim 25, further comprising the steps of removing the riser pipe from the drilling vessel and moving the upper end of the riser pipe a distance away from the drilling vessel. 27. The method according to claim 26, further comprising the step of attaching the upper end of the riser pipe 80 to a work boat 83 located a certain distance from the drilling ship. 28. The method of claim 26, wherein the riser 80 is sufficiently buoyant to be self-supporting after being removed from the drilling vessel 82. 29 The upper end of the riser 80 is attached to the anchor device 8
29. The method of claim 28, wherein the drilling vessel 82 is fixed at a fixed distance by use of 8a, s8b. 30 A riser pipe 17 is attached at the upper end to the drilling vessel 10 and at the lower end to the submarine wellhead 11, and a drilling string extends through the riser pipe into the wellhead to perform drilling operations, from the drilling vessel to the deep sea. A method of performing well work, comprising: (a) withdrawing the drilling string from the submarine wellhead and the riser pipe; (b) removing the lower end of the riser pipe from the submarine wellhead; (C) removing the riser pipe from the submarine wellhead; (d) attaching the lower end of said riser pipe to said subsea support; How to characterize it. 31. The method of claim 30, further comprising inserting into the submarine wellhead 11 a casing having a diameter larger than the inner diameter of the riser pipe 17. 32 Connect the riser pipe 17 to the seabed support 13
．． 33. The method of claim 30, further comprising providing fluid communication between the riser pipe and the subsea wellhead 11 after coupling to the subsea support 13.16. The riser pipe 17 and the wellhead 11 are connected by a diverter pipe 31 that diverts fluid to the riser pipe 17 and the wellhead 11.
31. The method of claim 30, providing fluid communication between. 34 Drilling string 1 in which a drilling bit having a diameter larger than the diameter of the riser pipe 17 is attached
31. The method of claim 30, further comprising extending a subsea wellhead 9 into the subsea wellhead 11. 35. In a method of performing deep-sea well drilling from a drilling ship, in which a riser pipe 17 is attached at its upper end to the drilling ship 10 and its lower end to the submarine wellhead 11, (a) the lower end of the riser pipe is connected from the submarine wellhead to the submarine wellhead; (b) moving said riser pipe laterally to a position in supporting relationship with a subsea support 13.16 placed near said subsea wellhead; (C) moving the lower end of said riser pipe to said subsea support; and (d) maintaining the riser pipe in tension while the riser pipe is attached to the subsea support. 36. The method of claim 35, wherein a blowout preventer stack 18 is attached to the wellhead. 37. A method according to claim 35, wherein the subsea support 13.16 comprises a frame 16 capable of providing structural support for the riser pipe 17. 38 In a method for performing drilling operations in a well from a drilling vessel 10 through a submarine wellhead 11, the method includes: (a) a low-pressure blowout preventer stack 18;
(b) lowering it into the said wellhead and attaching it to the wellhead;
(C) supporting a riser pipe 17 from the drilling vessel and moving the lower end of the riser pipe laterally from the axis of the wellhead and in fluid communication with the wellhead; (C) from the drilling vessel to the low pressure stack and the wellhead; (d) lowering IJ Song 9;
(e) drilling a portion of the wellbore including circulating drilling fluid downwardly into the wellbore through the drill string and returning the fluid to the drillship through the riser pipe; (f) lowering the casing into the excavated portion of the wellbore; (g) removing the low pressure stack from the wellhead; (h) high pressure blowout prebencous stack 60;
(i) lowering it into the said wellhead and attaching it to the wellhead;
(j) moving the lower end of the riser pipe into axial alignment with the high pressure stack and attaching the riser pipe to the high pressure stack; and (k) drilling the remaining portion of the wellbore. 39. A method for performing drilling operations in a well from a drilling vessel through a base structure 145 located on the seabed, comprising lowering a blowout preventer stack 162 to the base structure and attaching the blowout preventer stack to the base structure. , supporting a riser pipe 180 from the drillship and attaching the lower end of the riser pipe to a flowout preventer stack; lowering a drilling string from the drillship through the riser and blowout preventer stack; drilling a portion of the drilled hole from the base structure; removing a blowout preventer from the base structure; and moving the blowout preventer laterally from the axis of the wellbore. lowering the casing through the base structure and into the wellbore drillship; moving a blowout preventer into axial alignment with the wellbore and attaching it to the base structure; lowering the IJ song through the riser pipe and the blowout preventer stack; drilling a second portion of the wellbore; withdrawing the drilling string from the blowout preventer stack; removing the riser from the blowout preventer stack; moving the lower end of the riser laterally from the axis of the blowout preventer stack, lowering the casing into a second portion of the wellbore, moving the lower end of the riser into axial alignment with the blowout preventer stack, and moving the riser into axial alignment with the blowout preventer stack; attaching the blowout preventer stack to the blowout preventer stack; and drilling the remaining portion of the wellbore. 40 In a method of performing deep-sea well drilling from a drilling ship in which the riser pipe 17 has its upper end attached to the drilling vessel 10 and its lower end attached to the submarine wellhead 11, (a) the lower end of the riser pipe is removed from the submarine wellhead; (b) moving said riser pipe laterally to a position in a supporting relationship with a seabed support 13°16 placed near said seabed wellhead; (C) bringing the lower end of said riser pipe to said support; (d) removing the lower end of the riser pipe from the subsea support; (e) laterally moving the riser pipe back to a position in axial alignment with the subsea wellhead; and (f) reattaching the lower end of the riser pipe to the seabed support.