NO853394L - DEVICE FOR AA BLOCKING A DRILL HOLE BY DRILLING AFTER OIL SOURCES E.L. - Google Patents

Description

Oppfinnelsen vedrører en anordning for å lukke et borehull i grunnen, særlig en utblåsningsstopper (BOP) av det slaget som er angitt i innledningen til patentkrav 1. The invention relates to a device for closing a borehole in the ground, in particular a blowout stopper (BOP) of the type stated in the introduction to patent claim 1.

Oppfinnelsens bakgrunn:Background of the invention:

Borerigger som brukes ved oljeutvinning, gruvedrift og geologiske undersøkelser bruker lange, hule rør som borestrenger, og disse kan strekke seg flere tusen meter ned i grunnen. Ved den nedre enden finnes et boreskjær for å bryte berg. Boreproduktene og varmen som dannes under boringen fjernes med borevæske som blir pumpet ned gjennom borestrengen, og som føres opp i ringrommet mellom borestrengen og hullveggen. Drilling rigs used in oil extraction, mining and geological surveys use long, hollow pipes as drill strings, and these can extend several thousand meters into the ground. At the lower end there is a drill bit for breaking rock. The drilling products and the heat generated during drilling are removed with drilling fluid that is pumped down through the drill string, and which is carried up into the annulus between the drill string and the hole wall.

Det hydrostatiske presset som forårsakes av borevæske bør holdes i balanse med formasjonstrykket ("formation pressure"). En ubalanse i trykkene kan forårsake problemer under boringen. Overbalanse i formasjonstrykket kan sprenge svake formasjoner, mens underbalanse i formasjonstrykket kan forårsake utblåsning slik det er beskrevet nedenfor. The hydrostatic pressure caused by drilling fluid should be kept in balance with the formation pressure. An imbalance in the pressures can cause problems during drilling. Overbalance in formation pressure can blow out weak formations, while underbalance in formation pressure can cause blowout as described below.

Når det hydrostatiske trykket er lavere enn formasjonstrykket, kan det skje en uttrengning fra formasjonen til boringen. Denne "uttrengningen" kalles en "kick". En alvorlig slik uttrengning kan forårsake såkalt "utblåsning". En utblåsning kan være farlig for mennesker, utstyr og for selve reservoaret. When the hydrostatic pressure is lower than the formation pressure, displacement from the formation to the borehole can occur. This "expulsion" is called a "kick". A severe such expulsion can cause so-called "blowing out". A blowout can be dangerous for people, equipment and for the reservoir itself.

Det er kjent utblåsningsstoppere (BOP) montert på overflata for å hindre utblåsning. Når den settes i virksomhet vil en slik stopper blokkere ringrommet for å styre trykket i brønnen. Formasjonstrykket balanseres dermed slik at en hindrer ytterligere uttrengning fra formasjonen. There are known blowout stoppers (BOP) mounted on the surface to prevent blowout. When put into operation, such a stopper will block the annulus to control the pressure in the well. The formation pressure is thus balanced so that further extrusion from the formation is prevented.

Kjente utblåsningsstoppere etterlater brønnen som et lukket system hvor den hydrostatiske trykkfordelingen avvhenger av kjennetegnene til væska i borebrønnen. Med usikkerhet med hensyn til disse kjennetegnene er brønntrykket ukjent. I noen tilfeller blir derfor svake formasjoner sprengt under slike stoppeaksjoner. For å hindre risikoen for sprengning av svake formasjoner kan vanlige utblåsningsstoppere, som etterlater brønnen i en ustyrbar og farlig tilstand ikke brukes i noen tilfeller. Denne situasjonen foreligger når det bores i formasjoner med høyt trykk eller i grunne gassformasjoner. Known blowout stoppers leave the well as a closed system where the hydrostatic pressure distribution depends on the characteristics of the fluid in the borehole. With uncertainty regarding these characteristics, the well pressure is unknown. In some cases, therefore, weak formations are blown up during such stopping actions. In order to prevent the risk of blowout of weak formations, normal blowout stoppers, which leave the well in an uncontrollable and dangerous state, cannot be used in any cases. This situation exists when drilling in formations with high pressure or in shallow gas formations.

For å unngå brudd i svake formasjoner og utblåsning bør uttrengningen stoppes så tidlig som mulig. Dette har ført til utviklingen av utblåsningsstoppere av det slaget som ble beskrevet i innledningen. To avoid fractures in weak formations and blowout, the extrusion should be stopped as early as possible. This has led to the development of blowout stoppers of the kind described in the introduction.

Når en uttrengning "kick" opptrer, vil utblåsningsstopperen bli aktivert slik at den stenger ringrommet mellom borestrengen og borebrønnen. En ytterligere uttrengning vil øke trykket i den avsperrete delen av brønnen. Når bunntrykket når nivået på formasjonstrykket vil uttrengningen stoppe. P.g.a. det store volumet av komprimerbar gass i boreslammet i ringrommet, kan uttrengning stoppes bare etter at en større mengde har trengt seg inn i borebrønnen etter stengningen, hvilket er uheldig. Men med en nedsenket utblåsningsstopper er det mulig å lukke borebrønnen like over formasjonen som forårsaker uttrengningen, hvilket begrenser ytterligere uttrengning i vesentlig grad. Med dette utgangspunktet er bruken av en nedsenket utblåsningsstopper letter enn bruken av de konvensjonelle. When a displacement "kick" occurs, the blowout stopper will be activated so that it closes the annulus between the drill string and the wellbore. A further displacement will increase the pressure in the blocked part of the well. When the bottom pressure reaches the level of the formation pressure, the expulsion will stop. Because of. the large volume of compressible gas in the drilling mud in the annulus, displacement can be stopped only after a larger amount has penetrated the borehole after the closure, which is unfortunate. However, with a submerged blowout stop, it is possible to close the wellbore just above the formation causing the expulsion, limiting further expulsion to a significant extent. With this starting point, the use of a submerged exhaust stop is easier than the use of the conventional ones.

Nedsenkete eller hullbaserte Submerged or hole-based

utblåsningsstoppere har vært under utvikling i årevis og mange forslag foreligger. Kjente stoppere lider imidlertid av forskjellige svakheter, særlig i styringssystemet. blowout stoppers have been under development for years and many proposals exist. However, known stoppers suffer from various weaknesses, particularly in the control system.

Hovedformålet med oppfinnelsen er å skape en anordning, særlig en nedsenkbar utblåsningsstopper, med et integrert konsept som omfatter et pakningselement ("packer"), en indre ventil og et styresystem. Denne anordningen bør være pålitelig og enkel, uten behov for ekstra styreutstyr. The main purpose of the invention is to create a device, in particular a submersible blowout stopper, with an integrated concept comprising a packing element ("packer"), an internal valve and a control system. This device should be reliable and simple, without the need for additional control equipment.

Det er et særlig formål å skape en nedsenkbar utblåsningsstopper med et hydraulisk styresystem som kan aktiveres når det skulle være nødvendig. Det hydrauliske styresystemet bør utnytte energi som overføres fra borevæskepumpe og styres av trykkvariasjoner fra denne. Utblåsningsstopperen bør være en del av borestrengen som brukes for den vanlige boringen. It is a particular purpose to create a submersible blowout stopper with a hydraulic control system that can be activated when necessary. The hydraulic control system should utilize energy transferred from the drilling fluid pump and controlled by pressure variations from this. The blowout stopper should be part of the drill string used for the normal drilling.

Oppfinnelsens prinsipp:Principle of the invention:

Ifølge oppfinnelsen kan hovedformålet oppnås vedw hjelp av en anordning som beskrevet i patentkrav 1. According to the invention, the main purpose can be achieved by means of a device as described in patent claim 1.

Anordningen ifølge oppfinnelsen kan brukes for forskjellige formål slik det er angitt nedenfor. The device according to the invention can be used for different purposes as indicated below.

1. Som utblåsningsstopper1. As a blowout stopper

Med en slik stopper kan sprengingen av svake formasjoner unngås og dermed skade på reservoaret. En uttrengning fra formasjonen kan styres på et tidlig stadium slik at uttrengningen ikke vil utvikle seg til en utblåsning. Anordningen ifølge opfinnelsen vil derfor øke sikkerheten både for reservoaret og for utstyret. With such a stop, the bursting of weak formations can be avoided and thus damage to the reservoir. An expulsion from the formation can be controlled at an early stage so that the expulsion will not develop into a blowout. The device according to the invention will therefore increase the safety of both the reservoir and the equipment.

2. Lekkasjetesting2. Leakage testing

Når anordningen plasseres i en borestreng kan det foretas lekkasjetester på enhver dybde, ikke bare ved det punktet i brønnen hvor foringsrøret er festet. Ved undersøkelsesboring kan kontinuerlige lekkasjetester standardiseres. When the device is placed in a drill string, leak tests can be carried out at any depth, not just at the point in the well where the casing is attached. During exploratory drilling, continuous leak tests can be standardised.

3. Som midlertid plugg3. As a temporary plug

Når det foreligger alvorlige sjøforhold eller ulykker, kan anordningen brukes som en midlertidig plugg, etterlatt i brønnen mens borefartøyet forlater stedet. Dette verktøyet er bedre enn vanlige plugger. Fordi det er plassert i borestrengen kan det hurtig bringes på plass og senere hentes lettvindt ut igjen. 4. Som utblåsningsstopper i forbindelse med vedlikeholdsarbeid. When there are serious sea conditions or accidents, the device can be used as a temporary plug, left in the well while the drilling vessel leaves the site. This tool is better than regular plugins. Because it is placed in the drill string, it can be quickly brought into place and later easily retrieved again. 4. As a blow-out stop in connection with maintenance work.

Ved vedlikeholdsarbeid, når en vanlig utblåsningsstopper er tatt bort, kan anordningen ifølge oppfinnelsen brukes for å hindre utblåsning. 5. Som pakningselement ved innsprøyting under produksjon Det er et alternativt hjelpemiddel for dette formålet. Når det anvendes kan en hurtigere utløsning oppnås enn når det brukes en såkalt "go-devil". During maintenance work, when a normal blowout stop has been removed, the device according to the invention can be used to prevent blowout. 5. As a packing element for injection during production There is an alternative aid for this purpose. When it is used, a faster release can be achieved than when a so-called "go-devil" is used.

Ytterligere trekk ved oppfinnelsen vil bli beskrevet i de uselvstendige kravene. Further features of the invention will be described in the dependent claims.

Eksempel:Example:

Oppfinnelsen vil nedenfor bli beskrevet nærmere under henvisning til tegningen, hvor: Fig. 1 viser et lengdesnitt gjennom en anordning ifølge oppfinnelsen med et pakningselement, en sekvensstyring og en ventil, The invention will be described in more detail below with reference to the drawing, where: Fig. 1 shows a longitudinal section through a device according to the invention with a sealing element, a sequence control and a valve,

fig. 2 viser mer detaljert pakningselementet i fig. 1, fig. 3 viser mer detaljert ventilen i fig. 2, mens fig. 4A-D viser i dlengdesnitt forskjellige driftsstilstander av apparatet i figurene foran. fig. 2 shows in more detail the packing element in fig. 1, fig. 3 shows in more detail the valve in fig. 2, while fig. 4A-D show in longitudinal section different operating states of the apparatus in the preceding figures.

I fig. 1 er det vist en fullstendig, delvis skjematisk gjengivelse av en anordning ifølge oppfinnelsen, beregnet for innføring i en borestreng. Anordningen i fig. 1 har tre hovedkomponenter: Et trykkstyrt pakningselement (I), en hydraulisk sekvensstyring (II) og en hydrulisk betjent kuleventil (III). Disse komponentene vil bli beskrevet i samme rekkefølge. In fig. 1 shows a complete, partially schematic representation of a device according to the invention, intended for insertion into a drill string. The device in fig. 1 has three main components: A pressure-controlled packing element (I), a hydraulic sequence control (II) and a hydraulically operated ball valve (III). These components will be described in the same order.

Pakningselementet som skal brukes i en nedsenkbar utblåsningsstopper bør være et omstillbart pakningselement som kan styres enkelt og nøyaktig. I eksempelet er det brukt et pakningselement som utvides med olje. The packing element to be used in a submersible blowout stop should be an adjustable packing element that can be controlled easily and accurately. In the example, a sealing element is used that expands with oil.

Fig. 2 viser trykkstyrt pakningselement og tilhørende deler. Pakningselementet er utformet av deler som danner en sentral boring 11 for borevæske. Ved den øvre enden av et generelt rørformet hus 12 finnes en innvendig gjenget stuss for innkobling av pakningselementet i en borestreng (ikke vist). Et gummirør 14 er utspent koaksialt i et kammer 15 som danner en utvidelse av boringen 11 i den nedre delen av pakningselementet. Den avstengte delen av kammeret 15 står i forbindelse med en sekvensventil 16 som tilfører trykkmedium til et pakningsorgan 17. Fig. 2 shows the pressure-controlled sealing element and associated parts. The packing element is formed of parts that form a central bore 11 for drilling fluid. At the upper end of a generally tubular housing 12 there is an internally threaded connection for connecting the packing element in a drill string (not shown). A rubber tube 14 is stretched coaxially in a chamber 15 which forms an extension of the bore 11 in the lower part of the packing element. The closed part of the chamber 15 is in connection with a sequence valve 16 which supplies pressure medium to a packing member 17.

Pakningsorganet 17 har form av et rør som er tett forbundet ved den øvre enden til ei øvre hylse 18, som omgir den øvre delen av huset 12, under stussen 13, og ved den nedre enden til en ringformet sokkel 19, som også omgir huset 12. Pakningsorganet 17 er tilvirket av en passende elastomer. The packing member 17 has the form of a tube which is tightly connected at the upper end to an upper sleeve 18, which surrounds the upper part of the housing 12, below the spigot 13, and at the lower end to an annular base 19, which also surrounds the housing 12 The sealing member 17 is made of a suitable elastomer.

Den sentrale delen av pakningselementet 17 og den tilstøtende delen av huset 12 danner et ringkammer 20 som er koblet for å motta trykkmedium fra ventilen 16. Ventilen 16 er kortsluttet av en tilbakeslagsventil. The central part of the packing element 17 and the adjacent part of the housing 12 form an annular chamber 20 which is connected to receive pressure medium from the valve 16. The valve 16 is short-circuited by a non-return valve.

Banen fra ventilen 16 består av ei boring 22 i huset 12 som med sin åpning står overfor ei boring 23 i sokkelen 19 i sin nedre stilling, idet boringa 23 er forbundet med kammeret 20. The path from the valve 16 consists of a bore 22 in the housing 12 which, with its opening, faces a bore 23 in the base 19 in its lower position, the bore 23 being connected to the chamber 20.

Trykket av borevæske i boringa 11 overføres gjennom gummirøret 14 slik at det overfører trykk til oljen i kammeret 5. The pressure of drilling fluid in the borehole 11 is transmitted through the rubber tube 14 so that it transmits pressure to the oil in the chamber 5.

Når oljetrykket når et forutbestemt nivå, vil sekvensventilen 16 åpne slik at olje slippes inn i kammeret 20. Tilbakeslagsventilen 21 brukes for å hindre olje i å strømme fritt inn i pakningsorganet 17, men lar den i stedet gå tilbake til kammeret 15 når trykket i borevæske er lavbere enn oljetrykket bak pakningsorghanet 17. When the oil pressure reaches a predetermined level, the sequence valve 16 will open so that oil is admitted into the chamber 20. The check valve 21 is used to prevent oil from flowing freely into the packing member 17, but instead allows it to return to the chamber 15 when the pressure in the drilling fluid is lower than the oil pressure behind the packing device 17.

Pakningsporganet 17 med dets bæreelementer, hylsa 18 og sokkelen19 kan forskyves på en forsenket del av huset 12. The gasket 17 with its support elements, the sleeve 18 and the base 19 can be moved on a recessed part of the housing 12.

For å holde pakningsorganet 17 ekspandert føres huset 12 nedover slik at forbindelsen mellom boringene 22 og 23 stenges. Dermed holdes oljetrykket i pakningskammeret 20 for å avlaste pakningsorganet blir huset 12 løftet. Forbindelsen vil da bli gjenopprettet og olje strømme tilbake til kammeret 15 gjennom entilen 21, forutsatt at pumpingen er stoppet. To keep the packing member 17 expanded, the housing 12 is guided downwards so that the connection between the bores 22 and 23 is closed. In this way, the oil pressure in the packing chamber 20 is maintained in order to relieve the packing member when the housing 12 is lifted. The connection will then be restored and oil will flow back to the chamber 15 through the valve 21, provided that pumping has stopped.

I huset 12 finnes en konsentrisk, ringformet kanal 24 som danner en bane over paknignselementet når huset og pakningselementet er i normalstilling. Den ringformete banen 24 er ved sin nedre ende forbundet med ei åpning 25 sideveis ut av huset 12. Ved sin øvre ende er den koblet til ei andre åpning 26 i sida av huset 12. Denne åpninga 26 er plassert i det området som omsluttes av hylsa 18. I den nedre stillingen av huset 12 kommuniserer åpninga 26 med en radialt plassert boring 27 gjennom hylsa 18. I øvre stilling, kommuniserer åpningen 27 med det indre av huset 12, dvs. boringa 11 gjennom ei boring 28. For å kortslutte pakningselementet blir huset 12 skjøvet nedover ei strekning hvilket betyr at åpninga 26 lukkes og det dannes en forbindelse gjennom boringa 28. In the housing 12 there is a concentric, ring-shaped channel 24 which forms a path over the packing element when the housing and the packing element are in their normal position. The annular path 24 is connected at its lower end to an opening 25 laterally out of the housing 12. At its upper end it is connected to a second opening 26 in the side of the housing 12. This opening 26 is located in the area enclosed by the sleeve 18. In the lower position of the housing 12, the opening 26 communicates with a radially located bore 27 through the sleeve 18. In the upper position, the opening 27 communicates with the interior of the housing 12, i.e. the bore 11 through a bore 28. To short-circuit the sealing element, the housing 12 is pushed down a section, which means that the opening 26 is closed and a connection is formed through the bore 28.

Den hydrauliske sekvensstyringaThe hydraulic sequence control

Anordningen omfatter i sitt midtparti ei hydraulisk sekvensstyring angitt med II i fig. 1. Dens hus 31 er en forlengelse av huset 12 til pakningselementet I. Ved den øvre enden har pakningselementets sentralboring 11 en kort forlengelse 32, som er forgrenet i tre forbiføringskanaler 33, som går forbi et sentralt kammer 34, beregnet for en styreanordning 35 som skal styre driften av anordningen. Denne styreanordningen 35 er ikke beskrevet nærmere, idet den kan forskjellig kjent utforming. The device comprises in its central part a hydraulic sequence control indicated by II in fig. 1. Its housing 31 is an extension of the housing 12 of the packing element I. At the upper end, the central bore 11 of the packing element has a short extension 32, which is branched into three bypass channels 33, which pass by a central chamber 34, intended for a control device 35 which must control the operation of the device. This control device 35 is not described in more detail, as it can have various known designs.

Forbiføringskanalene 33 er forenet ved underkanten av styreanordningen til ei sentral boring 34, som går over i ei tilsvarende boring 40 i ventilenheten III (fig. 1 og 3). The bypass channels 33 are joined at the lower edge of the control device to a central bore 34, which merges into a corresponding bore 40 in the valve unit III (fig. 1 and 3).

KuleventilenThe ball valve

I fig. 3 er det vist en kuleventil som drives av en hydraulisk sylinder. Kuleventilen som kan brukes i det nedsenkbare utblåsningsstopperen, kan plasseres i enhver stilling mellom helt åpen og helt lukket. Den skiller seg dermed fra den som blir brukt ved vanlig oljeutvinning. Stillingen bør bare forandres når ventilen er uten trykkforskjell. In fig. 3 shows a ball valve operated by a hydraulic cylinder. The ball valve that can be used in the submersible blowout stop can be placed in any position between fully open and fully closed. It thus differs from the one used in normal oil extraction. The position should only be changed when the valve is without a pressure difference.

I boringa 40 er det plassert et første, øvre ringkammer 41 som opptar ei skruefjør, og et andre, nedre ringkammer 43 opptil det første og ihed større diameter enn disse, hvilket danner sylinder for et stempel 44. In the bore 40 there is a first, upper annular chamber 41 which accommodates a helical spring, and a second, lower annular chamber 43 up to the first and with a larger diameter than these, which forms a cylinder for a piston 44.

Stempelet 44 har en øvre, rørformet stang 45 som strekker seg opp i boringa 40, og en nedre, rørformet stang 46 med en utvidet ende 47. Stempelet 44 med de to stengene 45 og 46 danner en kanal som forbinder den øvre boringa 40 og den nedre boringa 48, idet den siste er et ventilkammer som beskrevet nedenfor. Den nedre enden av boringa 48 opptar ei hylse 49 som bærer en kuleventil 50 med ei sentral boring. Kuleventilen eller ventilorganet 50 ligger an mot et ventilsete 51 ved den nedre enden av boringa 48. Ventilorganet 50 er innrettet slik at det kan lukke ei boring 52 som er en fortsettelse av boringa 48. Den nedre enden av ventilhuset 53 er forsynt med en utvendig gjenget stuss 54. The piston 44 has an upper, tubular rod 45 which extends up into the bore 40, and a lower, tubular rod 46 with an extended end 47. The piston 44 with the two rods 45 and 46 forms a channel which connects the upper bore 40 and the the lower bore 48, the latter being a valve chamber as described below. The lower end of the bore 48 occupies a sleeve 49 which carries a ball valve 50 with a central bore. The ball valve or valve member 50 rests against a valve seat 51 at the lower end of the bore 48. The valve member 50 is designed so that it can close a bore 52 which is a continuation of the bore 48. The lower end of the valve housing 53 is provided with an externally threaded stupid 54.

På en aksel 55 som bærer ventilorganet 50 og som er opplagret i ei hylse 49 finnes et tannhjul 56, som er forbundet med akselen 55 ved hjelp av en ikke vist frihjulsmekanisme. Når tannhjulet 56 roteres i en retning vil det drive ventilorganet 50 mens det kan løpe fritt i det andre. On a shaft 55 which carries the valve member 50 and which is stored in a sleeve 49, there is a gear 56, which is connected to the shaft 55 by means of a freewheel mechanism, not shown. When the gear wheel 56 is rotated in one direction, it will drive the valve member 50 while it can run freely in the other.

Tannhjulet 56 drives av ei tannstang 57 festet til eller integrert med den nedre enden av stempelstanga 46. Når tannhjulet drives i en retning av tannstanga 57, vil det ikke påvirke ventilorganet, mens det i den andre retningen vil rotere ventilorganet 90°. Når styringssystemet II forbinder kanalen 56 med en lavtrykks-tank bygget inn i styringssystemet vil stempelet 44 bli ført oppover av trykket i borevæska. Tannhjulet 56 vil da ikke dreie ventilorganet 50. Når pumpinga av borevæske stopper vil stempelet 44 bli ført tilbake til sin utgangsstilling av fjøra 42. Tannhjulet vil da dreie ventilorganet 50 90° og forandre dets stilling. The gear 56 is driven by a rack 57 attached to or integrated with the lower end of the piston rod 46. When the gear is driven in one direction by the rack 57, it will not affect the valve member, while in the other direction it will rotate the valve member 90°. When the control system II connects the channel 56 with a low-pressure tank built into the control system, the piston 44 will be moved upwards by the pressure in the drilling fluid. The gear 56 will then not turn the valve member 50. When the pumping of drilling fluid stops, the piston 44 will be brought back to its starting position by the spring 42. The gear will then turn the valve member 50 90° and change its position.

Anordningens virkemåteThe operation of the device

Anorndingens virkemåte skal beskrives i trinn med henvisning til fig. 4. I trinn l holdes kuleventilen åpen etter at boring er gjennomført. I trinn 2, etter at kuleventilen er blitt lukket, bygges det opp oljetrykk med slampumpa gjennom røret eller trykkomformeren 14. Når oljetrykket når en viss verdi blir sekvensventilen 16 åpnet, olje føres gjennom denne og kanalen 22 slik at pakningsorganet 17 utvides. Når pakningsorganet utvides slik at det stenger ringrommet, holdes forbiføringskanalen 24 fremdeles i forbindelse med hullet 27 i pakningselementet. Mens pakningselementet finnes det derfor fortsatt en kanal gjennom denne. Denne kanalen eliminerer fare p.g.a. eventuell vridning mellom pakningselemenet og brønnveggen. Etter at pakningselementet er på plass holdes den fast til formasjonen. Ved å føre borestrengen ned en strekning a, vil den innvendige kanalen 24 såvel som kanalen for olje 22 stenges og forbiføringsåpningen og borestrengen 28 blir ført på linje med hullet 27 i pakningselementet slik at utslipping kan startes. Fordi ringrommet er blitt lukket kan væsketransporten startes umiddelbart. Borevæska kan brukes for å føre ut medium som er trengt ut fra formasjonen. The operation of the device must be described in steps with reference to fig. 4. In step l, the ball valve is kept open after drilling has been completed. In stage 2, after the ball valve has been closed, oil pressure is built up with the mud pump through the pipe or pressure converter 14. When the oil pressure reaches a certain value, the sequence valve 16 is opened, oil is passed through this and the channel 22 so that the packing member 17 expands. When the packing member is expanded so that it closes the annulus, the bypass channel 24 is still kept in connection with the hole 27 in the packing element. While the packing element, there is therefore still a channel through it. This channel eliminates danger due to possible twisting between the packing element and the well wall. After the packing element is in place, it is held firmly to the formation. By passing the drill string down a distance a, the internal channel 24 as well as the channel for oil 22 will be closed and the bypass opening and the drill string 28 will be brought in line with the hole 27 in the packing element so that discharge can be started. Because the annulus has been closed, liquid transport can be started immediately. Drilling fluid can be used to carry out medium that has been forced out of the formation.

Etter at det hydrostatiske trykket i ringrommet over pakningselementet er blitt oppbygd med belastet borevæske blir styresystemet brukt for å åpne kuleventilen. Borestrengen løftes så for å forbinde den innvendige kanalen 27 med hullet 27 i pakningselemenet, hvilket bryter forbiføringskanalen 28. Medium som trenger inn under pakningseelementet kan da pumpes gjennom kanalen 24. After the hydrostatic pressure in the annulus above the packing element has been built up with loaded drilling fluid, the control system is used to open the ball valve. The drill string is then lifted to connect the internal channel 27 with the hole 27 in the packing element, which breaks the bypass channel 28. Medium penetrating below the packing element can then be pumped through the channel 24.

I trinn fire etter behandling av all borevæske i brønnen, blir pumpingen stoppet. Trykkomformeren går tilbake til lavtrykkstilstand og oljen i pakningselementet kan går tilbake til trykkomformeren dersom kanalen 22 for hydrulisk olje er blitt forbundet med pakningselementet. Pakningselementet blir deretter avlastet og anordningen har vendt tilbake til normal boretilstand. In stage four, after treatment of all the drilling fluid in the well, pumping is stopped. The pressure converter returns to the low pressure state and the oil in the packing element can return to the pressure converter if the channel 22 for hydraulic oil has been connected to the packing element. The packing element is then relieved and the device has returned to normal drilling condition.

Claims (4)

1. Anordning for plassering i en borestreng for boring av oljebrønner, for å lukke brønnen i nedsenket stilling, omfattende et aksialt forløpende hus med en indre kanal, omfattende en ventil (III), en hydraulisk ekspansjonskrage eller pakningselement (I) med et ekspansjonskammer (20) og en hydraulisk styrekrets (II) for styring av aktiveringen og deaktiveringen av ventilen og pakningselementet, karakterisert ved at a) den omfatter en trykkomformer (14,15) som på en side er forbundet med den indre kanalen for borevæske og på den andre side forbundet med en ventil (16) som kommuniserer med pakningselementets ekspansjonskammer (20), b) at et pakningsorgan bæres på en gripemekanisme (18,19) som omslutter et hus (12) med ei sentral boring (11), idet glidemekanismen danner et ventilorgan for en ventil som forbinder pakningskammeret med dets trykkilde og brønnboringa over pakningselementet med brønnboringa under, eller med den sentral kanalen (11), samt c) at den sentral kanalen (11) er utformet for å oppta et stempel (44) for å aktivere ventilens ventilorgan (50).1. Device for placement in a drill string for drilling oil wells, to close the well in a submerged position, comprising an axially extending housing with an internal channel, comprising a valve (III), a hydraulic expansion collar or packing element (I) with an expansion chamber ( 20) and a hydraulic control circuit (II) for controlling the activation and deactivation of the valve and the sealing element, characterized in that a) it comprises a pressure transducer (14,15) which is connected on one side to the internal channel for drilling fluid and on the other side connected to a valve (16) which communicates with the expansion chamber (20) of the packing element, b) that a packing member is carried on a gripping mechanism (18,19) which encloses a housing (12) with a central bore (11), the sliding mechanism forming a valve member for a valve which connects the packing chamber with its pressure source and the well bore above the packing element with the well bore below , or with the central channel (11), as well as c) that the central channel (11) is designed to receive a piston (44) to actuate the valve member (50) of the valve. 2. Anordning i samsvar med krav 1, karakterisert ved at det mellom ventilorganet (50) aksel (55) og stempelet (44) finnes ei tannstangsmekanisme (57,56) og ei frihjulskobling.2. Device in accordance with claim 1, characterized in that between the valve member (50), shaft (55) and the piston (44) there is a rack mechanism (57,56) and a freewheel coupling. 3. Anordning i samsvar med krav 1 eller 2, karakterisert ved at omformeren omfatter et ekspanderbart rør (14) som er opphengt koaksialt i den sentrale kanalen (11) og danner skille mot et ringformet hydraulisk kammer (15).3. Device in accordance with claim 1 or 2, characterized in that the converter comprises an expandable pipe (14) which is suspended coaxially in the central channel (11) and forms a separation from an annular hydraulic chamber (15). 4. Anordning i samsvar med et av kravene 1-3, karakterisert ved at glidemekanismen omfatter ei øvre hylse (18) og ei nedre hylse (19) som mellom seg bærer et pakningsorgan (17), idet den øvre hylsa (18) er forsynt med en åpning (27) til brønnen, mens den nedre hylsa (19) er forsynt med en kanal (23) som kan forbinde pakningskammeret (20) med en kanal (22) i huset (12) fra mateventilen (16).4. Device in accordance with one of claims 1-3, characterized in that the sliding mechanism comprises an upper sleeve (18) and a lower sleeve (19) which between them carries a sealing member (17), the upper sleeve (18) being provided with with an opening (27) to the well, while the lower sleeve (19) is provided with a channel (23) which can connect the packing chamber (20) with a channel (22) in the housing (12) from the feed valve (16).