(19) |
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(11) |
EP 1 809 855 B1 |
(12) |
EUROPEAN PATENT SPECIFICATION |
(45) |
Mention of the grant of the patent: |
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20.11.2013 Bulletin 2013/47 |
(22) |
Date of filing: 18.10.2005 |
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(51) |
International Patent Classification (IPC):
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(86) |
International application number: |
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PCT/US2005/037353 |
(87) |
International publication number: |
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WO 2006/044848 (27.04.2006 Gazette 2006/17) |
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(54) |
PIVOTING PIPE HANDLER FOR OFF-LINE MAKE UP OF DRILL PIPE JOINTS
SCHWENKROHRHANDHABUNGSVORRICHTUNG ZUR HERSTELLUNG VON BOHRROHRVERBINDUNGEN AUSSERHALB
DER FERTIGUNGSSTRASSE
DISPOSITIF PIVOTANT DE MANIPULATION DE TIGES DE FORAGE UTILISE DANS LA REPARATION
HORS LIGNE DE JOINTS DE TIGES DE FORAGE
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(84) |
Designated Contracting States: |
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AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IS IT LI LT LU LV MC NL PL PT RO SE
SI SK TR |
(30) |
Priority: |
19.10.2004 US 620049 P
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(43) |
Date of publication of application: |
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25.07.2007 Bulletin 2007/30 |
(73) |
Proprietor: National Oilwell Varco, L.P. |
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Houston, Texas 77036 (US) |
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(72) |
Inventors: |
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- FEHRES, Neil, E.
Sugar Land, TX 77479-6984 (US)
- YOST, Thomas, A.
Houston, TX 77070-3204 (US)
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(74) |
Representative: Copsey, Timothy Graham et al |
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Kilburn & Strode LLP
20 Red Lion Street London WC1R 4PJ London WC1R 4PJ (GB) |
(56) |
References cited: :
US-A- 5 107 940 US-A1- 2005 126 827
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US-A1- 2004 131 449
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Note: Within nine months from the publication of the mention of the grant of the European
patent, any person may give notice to the European Patent Office of opposition to
the European patent
granted. Notice of opposition shall be filed in a written reasoned statement. It shall
not be deemed to
have been filed until the opposition fee has been paid. (Art. 99(1) European Patent
Convention).
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FIELD OF THE INVENTION
[0001] The present invention relates to a pipe handling system for use in the off-line make-up
of drill pipe stands that are used in the exploration and production of oil and gas
reserves. In particular, the invention relates to a unique pipe handling system in
which a section of the V-door ramp attached to a drilling rig structure pivots to
allow one or more joints of drill pipe to be placed in a vertical position for off-line
make-up with additional joints of drill pipe.
BACKGROUND OF THE INVENTION
[0002] In the conventional drilling of an oil and gas well, a series of drill pipe joints
(each joint approximately 30 feet in length) are connected together to form the drill
string used in the drilling of a well bore. As the drilling operation proceeds, more
and more drill pipe joints must be connected together and lowered into the borehole.
For deeper wells, it may be necessary to connect literally hundreds of pipe joints
together to drill the well bore to the depth of the producing zone.
[0003] The drill pipe joints are typically coupled together using threaded connections,
known as tool joints, in which the male end, or pin member, of one pipe joint is threadably
connected to the female end, or box member, of an adjacent pipe joint. The process
of threadably coupling adjacent pipe joints together is a time consuming process that
requires a significant amount of pipe handling by the drilling rig's crew.
[0004] Specifically, in a typical rotary table drilling operation, a drill bit is placed
on the downward end of the drill string. Drill collars - which are essentially thick-walled
sections of drill pipe - are connected together to form the bottom hole assembly section
of the drill string. The drill collars are used to provide sufficient weight on the
drill bit as the drill bit is rotated in the borehole to drill deeper. To rotate the
drill string in the borehole, a top drive unit may be used to provide the rotational
force to the drill string. Top drive units are connected between the swivel and the
crown block in the mast.
[0005] Each time drilling has proceeded far enough to require that a new drill pipe joint
be added to the drill string, it is necessary (1) to stop rotation of the drill string,
(2) to support the drill string in the borehole, as with slips, (3) to detach the
top drive from the upper pipe joint of the drill string, (4) to attach the top drive
to the upper end of a new pipe joint to be added to the drill string, and (5) to make-up
the threaded connection between the upper joint of the drill string and the new joint
of drill pipe - through use of manually operated tongs or an iron roughneck. Once
the new pipe joint has been added to the drill string, the drill string is rotated
again and drilling is resumed. As the borehole depth increases, the process of adding
a new joint of drill pipe is repeated until the drill string reaches the desired well
bore depth.
[0006] As the general description above shows, rotation of the drill string (and, thus,
drilling of the borehole) must cease and the rotating equipment must be disconnected
from the drill string in the borehole each time it is necessary to make-up a new joint
of drill pipe to the drill string. The making-up of the drill string is thus a time
consuming process that limits the amount of new hole that can be drilled in a single
day. Given the expense of drilling operations, it is desirable, and in the case of
a deep well essential, to minimize the time required to drill the well bore.
[0007] Further, it should be noted that the making-up of the drill string requires a substantial
amount of drill pipe handling by the drilling rig crew. Given the equipment used to
make-up the drill string, the size and weight of the pipe joints used, and the time
pressure under which the drilling crew operates, the substantial amount of pipe handling
required to drill the well bore provides ample opportunity for injury to the drilling
rig personnel.
[0008] In an effort to reduce the amount of time required to make-up the drill string and,
ultimately, to drill the well bore, drilling rig manufacturers have begun to design
rigs with the ability to make-up "stands" of drill pipe "off-line" - i.e., to make-up
joints of drill pipe with equipment other than the main drilling equipment. These
drill pipe stands typically consist of two, three, or even four pipe joints threadably
connected together. The size of the drill pipe stands that can be assembled off line
is primarily dependent on the size of the drilling rig's mast or derrick (hereinafter
collectively referred to as "mast").
[0009] After being assembled, these stands can be stored in racking boards attached to and
extending outwardly from the drilling rig's mast. When additional pipe joints are
needed for continued drilling operations, these pipe stands can be connected to the
drill string. In this way, two, three, or four additional pipe joints can be connected
to the drill string through a single make-up using the main drilling equipment.
US2004/131449 A discloses a method and apparatus for handling a tubular above a wellbore in which
pipe handling apparatus is pivotally coupled to a pipe pick-up and lay-down machine.
[0010] Although prior art off-line pipe make-up systems provide the ability to make-up stands
of drill pipe off-line, the prior art systems still require a significant amount of
pipe handling by the drilling rig crew. The prior art systems typically require two
"off-line holes", equivalent to the mousehole in the drilling rig, for placement of
the drill pipe joints prior to make-up. Specifically, in the prior art systems, a
first joint of drill pipe is lifted from the V-door ramp of the drilling rig and placed
in a first off line hole in a platform attached to the drilling rig that supports
an off-line roughneck. A second joint of drill pipe is then lifted from the V-door
ramp and placed in a second off-line hole in the off-line roughneck platform. A third
joint of drill pipe is then lifted from the V-door ramp and swung into engagement
with the first joint of drill pipe - which is positioned in the off-line hole closest
to the offline roughneck. The two joints are then made up using the off-line roughneck,
lifted above the off-line roughneck, and swung into position above the third pipe
joint. In similar fashion, the two connected joints are made up with the third joint
in the second off-line hole. The drill pipe stand is then lifted from the off-line
roughneck and positioned in a racking board for subsequent use.
[0011] As the preceding general description shows, the prior art off-line make-up systems
require a significant amount of pipe handling by the drilling rig's crew. Further,
the prior art systems require off-line holes that are potential hazards to the rig
crew performing the off-line make-up operations.
[0012] The present invention is designed to address these and other known problems with
the prior art systems. What is needed is an apparatus and method for off-line make-up
of drill pipe stands that allows for less pipe handling by a drilling rig's crew and,
thus, allows for a safer and more efficient off-line make-up operation. It is an object
of the present invention to provide such an apparatus and method for off-line make-up
of drill pipe stands. Those and other objectives will become apparent to those of
skill in the art from a review of the specification below.
SUMMARY OF THE INVENTION
[0013] An apparatus and method for use in the off-line make-up of drill pipe stands on drilling
rigs used in the exploration and production of oil and gas reserves. The disclosed
invention is a unique pipe handling system in which a section of the V-door ramp attached
to a drilling rig structure pivots to allow one or more joints of drill pipe to be
placed in a vertical position for off-line make-up with additional joints of drill
pipe. A support cylinder connecting the pivoting section to the drilling rig structure
supports the pivoting section in the horizontal position. After a pipe joint is rolled
onto the pivoting section of the V-door ramp, the support cylinder retracts, thereby
allowing the pivoting section of the V-door ramp to pivot downwardly until the pipe
joint is in the vertical position. The pipe joint is maintained in the vertical position
within the pivoting section of the V-door ramp by a holding means. Further, while
in the vertical position, the pipe joint can be raised or lowered to the proper position
through the use of a cylinder located in the pivoting section.
BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0014] The following figures form part of the present specification and are included to
further demonstrate certain aspects of the present invention. The invention may be
better understood by reference to one or more of these figures in combination with
the detailed description of specific embodiments presented herein.
[0015] Figure 1 is a side view of a typical drilling rig structure showing a V-door ramp
in accordance with one embodiment of the present invention connected to the drilling
rig structure. Figure 1 also shows two racking boards attached to and extending outwardly
from the drilling rig's mast.
[0016] Figure 2 is a top view of the drilling rig's floor showing the V-door ramp in accordance
with one embodiment of the present invention connected to the drilling rig structure.
[0017] Figure 3 is a close-up top view of the V-door ramp showing the stationary section
and the pivoting section of the V-door ramp in accordance with one embodiment of the
present invention.
[0018] Figure 4 is a close-up side view of the V-door ramp showing the stationary section
and the pivoting section of the V-door ramp in accordance with one embodiment of the
present invention.
[0019] Figure 5 is a detailed side view of the pivoting section of the V-door ramp according
to one embodiment of the present invention showing the support cylinder connected
between the drilling rig structure and the pivoting section of the V-door ramp in
the extended position whereby the pivoting section of the V-door ramp is in the horizontal
position.
[0020] Figure 6 is a detailed side view of the pivoting section of the V-door ramp according
to one embodiment of the present invention showing the support cylinder connected
between the drilling rig structure and the pivoting section of the V-door ramp in
the retracted position whereby the pivoting section of the V-door ramp is in the vertical
position.
DESCRIPTION OF ILLUSTRATIVE EMBODIMENTS
[0021] The following examples are included to demonstrate preferred embodiments of the invention.
It should be appreciated by those of skill in the art that the techniques disclosed
in the examples that follow represent techniques discovered by the inventors to function
well in the practice of the invention, and thus can be considered to constitute preferred
modes for its practice. However, those of skill in the art should, in light of the
present disclosure, appreciate that many changes can be made in the specific embodiments
that are disclosed and still obtain a like or similar result without departing from
the spirit and scope of the invention.
[0022] Referring to Figure 1, a V-door ramp 50 is shown connected to a drilling rig structure
10. Drilling rig structure 10 can be either a land based drilling rig or an offshore
drilling rig. As discussed in more detail with reference to Figures 2 through 6, V-door
ramp 50 is comprised of two sections - stationary section 55 and pivoting section
60. Stationary section 55 is supported in the horizontal position as shown in Figure
1 by support member 62 that is connected between V-door ramp 50 and rig structure
10. One of skill in the art will appreciate that depending on the size of the stationary
section 55 of V-door ramp 50 and the number of drill pipe joints that will be supported
on the stationary section 55, a plurality of support members 62 may be necessary to
support the combined weight of stationary section 55 and the drill pipe joints. Further,
although a horizontal V-door ramp 50 is shown in Figure 1, V-door ramp 50 can be a
"slanted" ramp that is connected on one end to rig structure 10 while the other end
slants diagonally toward the ground (if used on a land based drilling rig) or toward
a lower, pipe deck (if used on an offshore drilling rig). One of skill in the art
will appreciate that the objectives of the present invention can be obtained whether
V-door ramp 50 is a horizontal ramp or a slanted ramp.
[0023] Pivoting section 60 of V-door ramp 50 is shown in Figure 1 in both the horizontal
position (solid lines) and in the vertical position (dashed lines). As discussed in
more detail with reference to Figures 4 through 6, pivoting section 60 is supported
in both the horizontal and vertical positions by support cylinder 64. If V-door ramp
50 is a slanted ramp (as discussed in the preceding paragraph), pivoting section 60
will be sized such that it can pivot from the slanted position to the vertical position
as required to achieve the objectives of the present invention.
[0024] Figure 1 also shows two racking boards - 200 and 210 - attached to the mast 20 of
the rig structure 10. Racking board 200 is used to store, or "rack", stands of drill
pipe that consist of three joints of drill pipe connected together and, thus, measure
approximately 90 feet in length. Similarly, Racking board 210 is used to rack stands
of drill pipe that consist of four joints of drill pipe connected together and, thus,
measure approximately 120 feet in length. Although not shown in Figure 1, a lower
racking board may be attached to the drilling rig mast to rack stands of drill pipe
that consist of two joints of drill pipe connected together and, thus, measure approximately
60 feet in length. One of skill in the art will appreciate that the size of the drill
pipe stands to be made-up using the present invention will depend primarily on the
size of the drilling rig's mast.
[0025] Figure 2 is a top view of the rig floor of rig structure 10 showing V-door ramp 50
attached to rig structure 10. As shown in Figure 2, V-door ramp 50 consists of stationary
section 55 and pivoting section 60. V-door ramp 50 is used to support the individual
pipe joints 40 that are used to make-up the drill string during drilling operations.
Figure 2 also shows positioning cylinder 68 within pivoting section 60 used for positioning
pipe joint(s) 40 vertically at the proper height during the off-line make-up operation
(as discussed in more detail with reference to Figures 3 through 6). Additionally,
Figure 2 shows off-line roughneck 100 mounted on an elevated platform 105 that is
connected to rig structure 10 near V-door ramp 50.
Functioning of the Pivoting Pipe Handler
[0026] Having identified the components of the pivoting pipe handler of the present invention,
the functioning of the present invention will be described with reference to Figures
3 through 6. Specifically, with reference to Figure 3, pipe joints 40 are shown supported
in the horizontal position by stationary section 55 and pivoting section 60 of V-door
ramp 50. During drilling operations, pipe joints 40 will be lifted from a storage
area on the ground at the drill site and placed on V-door ramp 50 for holding just
prior to use.
[0027] As drilling operations proceed, the borehole will be drilled using the main drilling
equipment of rig structure 10 (as discussed previously). While the main drilling equipment
drills the borehole, crew members can prepare for the connection of additional pipe
joints to the drill string using the off-line make-up system of the present invention.
As noted, 60-foot drill pipe stands, 90-foot drill pipe stands, or 120-foot drill
pipe stands can be assembled using the off-line make-up system of the present invention.
One of skill in the art will appreciate, however, that if the mast of a drilling rig
increases in size, it is possible that even longer stands may be assembled using the
off-line make-up system of the present invention.
[0028] Depending on the size of the drill pipe stand to be made-up, pivoting section 60
of V-door ramp 50 can be sized to hold either one or two joints of drill pipe. For
off-line make-up of a 60-foot stand of drill pipe, pivoting section 60 can be sized
to hold one pipe joint 40. For off-line make-up of a 90-foot (or longer) stand of
drill pipe, pivoting section 60 can be sized to hold two pipe joints 40. One of skill
in the art will appreciate that additional embodiments exist wherein pivoting section
60 can be sized to hold three or even four pipe joints 40 depending on the size of
the drill pipe stands to be assembled off-line.
[0029] With reference to Figures 3 through 6, the assembly of a drill pipe stand using the
present invention will now be described. To assemble a 90-foot drill pipe stand using
the present invention, two pipe joints 40 are rolled from stationary section 55 of
V-door ramp 50 onto pivoting section 60. A holding means is then "closed" over the
pipe joints 40. In a preferred embodiment, the holding means comprises a hinged bar
that is attached to one side of pivoting section 60 such that the bar can be "swung"
over the top of the pipe joints 40 into a latching mechanism on the opposite side
of pivoting section 60. When in position over the top of the pipe joints 40, the holding
means maintains the pipe joints 40 in the vertical position when pivoting section
60 is pivoted downwardly. The holding means can be either automatically "triggered"
to close over the top of pipe joints 40 when they are rolled onto pivoting section
60, or it can be manually closed over the top of the pipe joints 40 by members of
the drilling rig crew.
[0030] As shown in Figure 4, after the pipe joints 40 are placed in pivoting section 60
and the holding means is closed over the top of the pipe joints 40, pivoting section
60 is pivoted downwardly until the pipe joints 40 are in the vertical position. The
holding means prevents the pipe joints 40 from falling out of pivoting section 60
when in the vertical position. Positioning cylinder 68 is used to raise or lower the
pipe joints 40 to the proper position for connection to off-line roughneck 100.
[0031] While the two pipe joints 40 are being rolled into position onto pivoting section
60 and are being pivoted downwardly, a third pipe joint 40 is lifted from the stationary
section 55 of V-door ramp 50 and raised above the area around platform 105 and V-door
ramp 50. The third pipe joint 40 is lifted from the stationary section 55 of V-door
ramp 50 by connecting tool joint 42 of the third pipe joint 40 to an off-line drill
pipe elevator. The off-line drill pipe elevator is then raised by either a winch located
in mast 20 or located on the rig floor of rig structure 10, or by a bridge trolley
(shown as 205 in Figure 1) mounted on an elevated platform attached to mast 20.
[0032] Third pipe joint 40 is then positioned above the pipe joints 40 in pivoting section
60 (which is in the vertical position) that is closest to off-line roughneck 100.
The third pipe joint 40 is then lowered via the off-line drill pipe elevator such
that the lower end of the third pipe joint 40 engages one of the vertically held pipe
joints 40. Off-line roughneck 100 is then moved forward toward pivoting section 60
until it reaches the engaged pipe joints 40. The upper tongs of off-line roughneck
100 "grab" the bottom portion of the third pipe joint (which is held in place by the
off-line drill pipe elevator), while the lower tongs of off-line roughneck 100 "grab"
the top portion of the engaged pipe joint 40 held in the vertical position within
pivoting section 60. Off-line roughneck 100 is then used to apply the necessary rotation
to the engaged pipe joints 40 for the initial make-up of the connection and to apply
the necessary final make-up torque to the threaded connection. One of skill in the
art will appreciate that numerous movable or "extendable" iron roughnecks exist that
can be used for off-line roughneck 100 in the present invention, one such roughneck
being National-Oilwell's IR30-80 Roughneck.
[0033] After off-line roughneck 100 makes-up the connection, it is disengaged from the pipe
joints 40, and the off-line drill pipe elevator is used to lift the connected pipe
joints 40 above platform 105. The connected pipe joints 40 are then positioned above
the remaining pipe joint 40 held in the vertical position within pivoting section
60. The lower end of the connected pipe joints 40 is then lowered via the off-line
drill pipe elevator such that the lower end of the connected pipe joints 40 engages
the remaining vertically held pipe joint 40. Off-line roughneck 100 is then moved
forward toward pivoting section 60 until it reaches the engaged pipe joints 40. The
upper tongs of off-line roughneck 100 "grab" the bottom portion of the connected pipe
joints (which are held in place by the off line drill pipe elevator), while the lower
tongs of off-line roughneck 100 "grab" the top portion of the engaged pipe joint 40
held in the vertical position within pivoting section 60. Off-line roughneck 100 is
then used to apply the necessary rotation to the engaged pipe joints 40 for the initial
make-up of the connection and to apply the necessary final make-up torque to the threaded
connection.
[0034] After the three pipe joints 40 are connected together as described in the preceding
paragraphs, off-line roughneck 100 releases the connected joints of drill pipe, and
the stand of drill pipe - now measuring 90 feet in length - is moved into position
for storage in racking board 200 (shown in Figure 1) through use of the off-line drill
pipe elevator.
[0035] In a similar manner as just described, a 60-foot drill pipe stand can be assembled.
For a 60-foot stand, only one pipe joint 40 is rolled onto pivoting section 60 of
V-door ramp 50 and pivoted downwardly until it is in a vertical position. The pipe
joint 40 held in the vertical position in pivoting section 60 can then be attached
to a second pipe joint 40 lifted directly from the stationary section 55 of V-door
ramp 50 in the manner described above. For drilling rigs designed to only handle 60-foot
drill pipe stands, pivoting section 60 of V-door ramp 50 can be designed to hold only
one pipe joint 40.
[0036] Again, in a similar manner as described with respect to a 90-foot drill pipe stand,
a fourth pipe joint 40 can be attached to the 90-foot drill pipe stand to form a 120-foot
drill pipe stand. To form a 120-foot stand of drill pipe, a fourth pipe joint 40 is
rolled onto pivoting section 60 of V-door ramp 50 and pivoted downwardly until it
is in the vertical position. The pipe joint 40 held in the vertical position in pivoting
section 60 can then be attached to the three pipe joint section that has been previously
made up in the manner described above with respect to the 90-foot drill pipe stand.
The 120-foot drill pipe stand can than be moved into position for storage in racking
board 210 (shown in Figure 1) through use of the off line drill pipe elevator.
[0037] Referring now to Figures 5 and 6, the pivoting mechanism of pivoting section 60 is
shown in more detail. In the preferred embodiment of the present invention, pivoting
section 60 is connected to rig structure 10 via pin connection 52. Pin connection
52 allows pivoting section 60 to rotate downwardly while remaining connected to rig
structure 10. Similar pin connections 65 and 66 are used to connect support cylinder
64 to pivoting section 60 and rig structure 10 respectively.
[0038] In Figure 5, pivoting section 60 is shown in the horizontal position. In this position,
support cylinder 64 is in the fully extended position. To "pivot" pivoting section
60 downwardly, support cylinder 64 is slowly retracted. As support cylinder 64 is
retracted, pivoting section 60 rotates about pin connector 52 and begins to lower
toward the vertical position shown in Figure 6. As support cylinder 64 continues to
retract, support cylinder 64 is allowed to rotate about its connection points to the
pivoting section 60 (via pin connection 65) and the rig structure 10 (via pin connection
66) such that pin connection 65 forces support cylinder 64 toward rig structure 10.
In the preferred embodiment, support cylinder 64 is specifically sized to be fully
retracted (or "bottomed out") when pivoting section 60 is in the vertical position,
as shown in Figure 6.
[0039] From the preceding description of the pivoting pipe handler of the present invention,
one of skill in the art will appreciate that the present invention significantly reduces
the amount of pipe handling required to assemble drill pipe stands off-line. This
reduction in pipe handling allows for a more efficient and safer off-line make-up
operation. Further, it will be appreciated that the pivoting V-door ramp section of
the present invention alleviates the need for the "off line holes" used in the prior
art, thereby removing another safety concern found in the prior art.
[0040] Moreover, although the present invention has been described with reference to the
off line make-up of drill pipe stands, one of skill in the art will appreciate that
the present invention can be adapted for off-line make-up of stands of different types
of oilfield tubulars, including drill pipe stands, casing stands, liner stands, and/or
production tubing.
[0041] While the apparatus, compositions and methods of this invention have been described
in terms of preferred or illustrative embodiments, it will be apparent to those of
skill in the art that variations may be applied to the apparatus and methods described
herein without departing from the concept and scope of the invention. All such similar
substitutes and modifications apparent to those skilled in the art are deemed to be
within the scope and concept of the invention as it is set out in the following claims.
1. A system for off-line make-up of joints of oilfield tubulars on a drilling rig
structure comprising:
a V-door ramp connected to the drilling rig structure, the V-door ramp having a stationary
section and a pivoting section, wherein the pivoting section is adapted to pivot between
a first position and a second position;
at least one support cylinder having a first end and a second end, wherein the first
end is pivotally connected to the drilling rig structure and the second end is pivotally
connected to the pivoting section of the V-door ramp;
characterised in that the structure further comprises:
a holding means for securing at least one tubular joint in the pivoting section of
the V-door ramp when the pivoting section is in the second position; and
a positioning cylinder connected to the pivoting section of the V-door ramp, wherein
the positioning cylinder is adapted for positioning the at least one tubular joint
in the pivoting section.
2. The system of claim 1 wherein the pivoting section of the V-door ramp is in line with
the stationary section of the V-door ramp in the first position.
3. The system of claim 2 wherein the at least one support cylinder is in an extended
position when the pivoting section of the V-door ramp is in the first position.
4. The system of claim 1 wherein the pivoting section of the V-door ramp is in a substantially
vertical position in the second position.
5. The system of claim 4 wherein the at least one support cylinder is in a fully retracted
position when the pivoting section of the V-door ramp is in the second position.
6. The system of claim 1 wherein the holding means comprises a bar hingedly connected
to the pivoting section of the V-door ramp and a latching mechanism.
7. The system of claim 6 wherein the bar of the holding means is moved from a first position
in which the pivoting section of the V-door ramp is able to receive the at least one
tubular joint to a second position in which the bar engages the latching mechanism
to secure the at least one tubular joint in the pivoting section of the V-door ramp
when the pivoting section is in the second position.
8. The system of claim 1 wherein the first end of the at least one support cylinder is
pivotally connected to the drilling rig structure by a pin connection.
9. The system of claim 1 wherein the second end of the at least one support cylinder
is pivotally connected to the pivoting section of the V-door ramp by a pin connection.
10. The system of claim 1 further comprising an elevated platform having an iron roughneck
mounted thereon.
11. The system of claim 1 further comprising a tubular elevator.
12. The system of claim 11 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a winch.
13. The system of claim 11 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a bridge
trolley connected to an elevated platform that is connected to a mast of the drilling
rig structure.
14. The system of claim 1 further comprising at least one racking board connected to the
mast of the drilling rig structure, the at least one racking board adapted for storing
offline a stand of tubulars consisting of multiple tubulars joined together.
15. The system of claim 1 further comprising at least one support member extending from
the drilling rig structure to the stationary section of the V-door ramp.
16. The system of Claim 1 wherein the stationary section supports at least one tubular
joint and the pivoting section supports at least one tubular joint and is pivotable
with respect to the drilling rig structure; and wherein the holding means comprises
a
holding mechanism comprising a bar hingedly connected to the pivoting section of the
V-door ramp and a latching mechanism, wherein the bar and latching mechanism cooperate
to secure the at least one tubular joint in the pivoting section;
the system further comprising:
a tubular elevator for raising or lowering at least one tubular joint;
a movable iron roughneck, wherein the movable iron roughneck can be extended such
that it grabs one of the at least one tubular joints supported by the tubular elevator
and one of the at least one tubular joints in the pivoting section of the V-door ramp;
and
at least one racking board, wherein the at least one racking board is connected to
a mast of the drilling rig structure.
17. The system of claim 16 wherein the pivoting section of the V-door ramp is in line
with the stationary section of the V-door ramp when the at least one support cylinder
is in an extended position.
18. The system of claim 16 wherein the pivoting section of the V-door ramp is in a substantially
vertical position when the at least one support cylinder is in a fully retracted position.
19. The system of claim 16 wherein the bar of the holding mechanism is moved from a first
position in which the pivoting section of the V-door ramp is able to receive the at
least one tubular joint to a second position in which the bar engages the latching
mechanism to secure the at least one tubular joint in the pivoting section of the
V-door ramp when the pivoting section is in the substantially vertical position.
20. The system of claim 16 wherein the first end of the at least one support cylinder
is pivotally connected to the drilling rig structure by a pin connection.
21. The system of claim 16 wherein the second end of the at least one support cylinder
is pivotally connected to the pivoting section of the V-door ramp by a pin connection.
22. The system of claim 16 wherein the movable iron roughneck is mounted on an elevated
platform.
23. The system of claim 16 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a winch.
24. The system of claim 16 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a bridge
trolley connected to an elevated platform that is connected to the mast of the drilling
rig structure.
25. The system of claim 16 wherein the at least one racking board is adapted for storing
offline a tubular stand consisting of multiple tubular joints joined together.
26. The system of claim 16 further comprising at least one support member extending from
the drilling rig structure to the stationary section of the V-door ramp.
27. A method for off-line make-up of oilfield tubulars on a drilling rig structure comprising:
providing a V-door ramp that is connected to the drilling rig structure, the V-door
ramp having a pivoting section and a stationary section;
supporting at least two tubular joints on the stationary section of the V-door ramp;
characterised in that the method further comprises:
moving at least one of the at least two tubular joints to the pivoting section of
the V-door ramp;
securing the at least one tubular joint on the pivoting section of the V-door ramp;
pivoting the pivoting section of the V-door ramp from a first position to a second
position;
raising one of the at least two tubular joints supported on the stationary section
of the V-door ramp such that the tubular joint is positioned above the pivoting section
of the V-door ramp; and
connecting the tubular joint secured on the pivoting section of the V-door ramp to
the tubular joint raised above the pivoting section of the V-door ramp to create a
tubular stand.
28. The method of claim 27 further comprising moving the tubular stand to a racking board
adapted for storing the tubular stand, wherein the racking board is connected to a
mast of the drilling rig structure.
29. The method of claim 27 further comprising extending or retracting a positioning cylinder
connected to the pivoting section of the V-door ramp to position the at least one
tubular joint within the pivoting section.
30. The method of claim 27 wherein the pivoting section of the V-door ramp is pivoted
to the second position by retracting a support cylinder having a first end connected
to the drilling rig structure and a second end connected to the pivoting section.
31. The method of claim 27 wherein the tubular joint is raised from the stationary section
of the V-door ramp to a position above the pivoting section of the V-door ramp by
connecting a tubular elevator to the tubular joint and raising the tubular elevator.
32. The method of claim 31 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a winch.
33. The method of claim 31 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a bridge
trolley connected to an elevated platform that is connected to a mast of the drilling
rig structure.
34. The method of claim 31 further comprising engaging one of the at least one tubular
joints secured in the pivoting section of the V-door ramp and engaging the tubular
joint raised above the pivoting section with an iron roughneck.
35. The method of claim 34 further comprising operating the iron roughneck to make-up
the connection between the tubular joints engaged by the iron roughneck.
36. The method of Claim 27 wherein the method comprises:
supporting a plurality of tubular joints on the stationary section of the V-door ramp;
moving at least two of the plurality of tubular joints to the pivoting section of
the V-door ramp;
securing the at least two tubular joints on the pivoting section of the V-door ramp;
pivoting the pivoting section of the V-door ramp from a first position to a second
position, wherein the pivoting section is in a substantially vertical position in
the second position;
raising one of the plurality of tubular joints supported on the stationary section
of the V-door ramp such that the tubular joint is in a substantially vertical position
above the pivoting section of the V-door ramp;
connecting one of the at least two tubular joints secured on the pivoting section
of the V-door ramp to the tubular joint raised above the pivoting section of the V-door
ramp to create a two-tubular stand;
raising the two-tubular stand such that the two-tubular stand is in a substantially
vertical position above the pivoting section of the V-door ramp;
connecting one of the at least two tubular joints secured on the pivoting section
of the V-door ramp to the two-tubular stand raised above the pivoting section to create
a three-tubular stand.
37. The method of claim 36 further comprising moving the three-tubular stand to a racking
board adapted for storing the tubular stand, wherein the racking board is connected
to a mast of the drilling rig structure.
38. The method of claim 36 further comprising extending or retracting a positioning cylinder
connected to the pivoting section of the V-door ramp to position the tubular joints
within the pivoting section.
39. The method of claim 36 wherein the pivoting section of the V-door ramp is pivoted
by retracting a support cylinder having a first end connected to the drilling rig
structure and a second end connected to the pivoting section.
40. The method of claim 36 wherein the tubular joint is raised from the stationary section
of the V-door ramp to a position above the pivoting section of the V-door ramp by
connecting the tubular joint to a tubular elevator and raising the tubular elevator.
41. The method of claim 36 wherein the two-tubular stand is raised to a position above
the pivoting section of the V-door ramp by raising the tubular elevator.
42. The method of claim 41 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a winch.
43. The method of claim 41 wherein the tubular elevator is raised or lowered by a bridge
trolley connected to an elevated platform that is connected to a mast of the drilling
rig structure.
44. The method of claim 36 further comprising engaging one of the at least two tubular
joints secured in the pivoting section of the V-door ramp and engaging the tubular
joint raised above the pivoting section with an iron roughneck.
45. The method of claim 44 further comprising operating the iron roughneck to make-up
the connection between the tubular joints engaged by the iron roughneck to create
the two-tubular stand.
46. The method of claim 45 further comprising engaging one of the at least two tubular
joints secured in the pivoting section of the V-door ramp and one of the tubular joints
comprising the two-tubular stand with an iron roughneck.
47. The method of claim 46 further comprising operating the iron roughneck to make-up
the connection between the tubular joints engaged by the iron roughneck to create
the three-tubular stand.
48. The method of Claim 27 further comprising:
supporting at least one tubular joint on the pivoting section of the V-door ramp;
49. A method of handling joints of oilfield tubulars offline comprising:
providing a V-door ramp that is connected to the drilling rig structure, the V-door
ramp having a pivoting section and a stationary section;
supporting at least two tubular joints on the stationary section of the V-door ramp;
supporting at least one tubular joint on the pivoting section of the V-door ramp;
securing the at least one tubular joint on the pivoting section of the V-door ramp;
pivoting the pivoting section of the V-door ramp from a first position to a second
position.
1. System für den Zusammenbau von Verbindungsstücken von Ölfeldrohren auf einer Bohrinselstruktur
abseits der Bohrlinie, umfassend:
eine V-Tür-Rampe, die mit der Bohrinselstruktur verbunden ist, wobei die V-Tür-Rampe
einen ortsfesten Bereich und einen Schwenkbereich hat, wobei der Schwenkbereich ausgelegt
ist, zwischen einer ersten Position und einer zweiten Position geschwenkt zu werden;
mindestens einen Stützzylinder mit einem ersten Ende und einem zweiten Ende, wobei
das erste Ende schwenkbar mit der Bohrinselstruktur verbunden ist und das zweite Ende
schwenkbar mit dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe verbunden ist,
dadurch gekennzeichnet, dass die Struktur des Weiteren Folgendes umfasst:
ein Haltemittel zum Sichern mindestens eines Rohrverbindungsstücks im Schwenkbereich
der V-Tür-Rampe, wenn sich der Schwenkbereich in der zweiten Position befindet; und
einen Positionierungszylinder, der mit dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe verbunden
ist, wobei der Positionierungszylinder ausgelegt ist, das mindestens eine Rohrverbindungsstück
im Schwenkbereich zu positionieren.
2. System nach Anspruch 1, wobei der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe in einer Reihe mit
dem ortsfesten Bereich der V-Tür-Rampe in der ersten Position liegt.
3. System nach Anspruch 2, wobei sich der mindestens eine Stützzylinder in einer ausgefahrenen
Position befindet, wenn sich der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe in der ersten Position
befindet.
4. System nach Anspruch 1, wobei sich der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe in einer im
Wesentlichen vertikalen Position in der zweiten Position befindet.
5. System nach Anspruch 4, wobei sich der mindestens eine Stützzylinder in einer vollständig
zurückgezogenen Position befindet, wenn sich der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe in
der zweiten Position befindet.
6. System nach Anspruch 1, wobei das Haltemittel einen Bügel der über ein Scharnier mit
dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe verbunden ist und einen Einrastmechanismus aufweist.
7. System nach Anspruch 6, wobei der Bügel des Haltemittels von einer ersten Position,
in der der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe das mindestens eine Rohrverbindungsstück
aufnehmen kann, an eine zweite Position bewegt wird, in der der Bügel mit dem Einrastmechanismus
in Eingriff geht, um das mindestens eine Rohrverbindungsstück im Schwenkbereich der
V-Tür-Rampe zu sichern, wenn sich der Schwenkbereich in der zweiten Position befindet.
8. System nach Anspruch 1, wobei das erste Ende des mindestens einen Stützzylinders über
eine Stiftverbindung schwenkbar mit der Bohrinselstruktur verbunden ist.
9. System nach Anspruch 1, wobei das zweite Ende des mindestens einen Stützzylinders
über eine Stiftverbindung schwenkbar mit dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe verbunden
ist.
10. System nach Anspruch 1, des Weiteren umfassend eine erhöhte Plattform mit einer daran
befestigten eisernen Gestängeverschraubung.
11. System nach Anspruch 1, des Weiteren umfassend eine Rohrhebevorrichtung.
12. System nach Anspruch 11, wobei die Rohrhebevorrichtung durch eine Winde gehoben oder
gesenkt wird.
13. System nach Anspruch 11, wobei die Rohrhebevorrichtung durch einen Brückenwagen gehoben
oder gesenkt wird, der mit einer mit einem Mast der Bohrinselstruktur verbundenen
erhöhten Plattform verbunden ist.
14. System nach Anspruch 1, des Weiteren umfassend mindestens eine mit dem Mast der Bohrinselstruktur
verbundene Lagerfläche, wobei die mindestens eine Lagerfläche ausgelegt ist, abseits
der Bohrlinie ein Rohrgestänge zu lagern, das aus mehreren miteinander verbundenen
Rohren besteht.
15. System nach Anspruch 1, des Weiteren umfassend mindestens ein Stützglied, das sich
von der Bohrinselstruktur zum ortsfesten Bereich der V-Tür-Rampe erstreckt.
16. System nach Anspruch 1, wobei der ortsfeste Bereich mindestens ein Rohrverbindungsstück
stützt und der Schwenkbereich mindestens ein Rohrverbindungsstück stützt und gegenüber
der Bohrinselstruktur schwenkbar ist, und wobei die Haltemittel Folgendes umfassen:
einen Haltemechanismus, der einen Bügel der über ein Scharnier mit dem Schwenkbereich
der V-Tür-Rampe verbunden ist und einen Einrastmechanismus aufweist, wobei der Bügel
und der Einrastmechanismus zusammenwirken, um das mindestens eine Rohrverbindungsstück
im Schwenkbereich zu sichern;
wobei das System des Weiteren Folgendes umfasst:
eine Rohrhebevorrichtung für das Heben oder Senken von mindestens einem Rohrverbindungsstück;
eine bewegliche eiserne Gestängeverschraubung, wobei die bewegliche eiserne Gestängeverschraubung
ausgefahren werden kann, sodass sie eines des mindestens einen Rohrverbindungsstücks
ergreift, das durch die Rohrhebevorrichtung gestützt ist, und eines des mindestens
einen Rohrverbindungsstücks im Schwenkbereich der V-Tür-Rampe; und
mindestens eine Lagerfläche, wobei die mindestens eine Lagerfläche mit einem Mast
der Bohrinselstruktur verbunden ist.
17. System nach Anspruch 16, wobei sich der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe in einer Reihe
mit dem ortsfesten Bereich der V-Tür-Rampe befindet, wenn sich der mindestens eine
Stützzylinder in einer ausgefahrenen Position befindet.
18. System nach Anspruch 16, wobei sich der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe in einer im
Wesentlichen vertikalen Position befindet, wenn sich der mindestens eine Stützzylinder
in einer vollständig zurückgezogenen Position befindet.
19. System nach Anspruch 16, wobei der Bügel des Haltemechanismus von einer ersten Position,
in der der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe das mindestens eine Rohrverbindungsstück
aufnehmen kann, an eine zweite Position bewegt wird, in der der Bügel mit dem Einrastmechanismus
in Eingriff geht, um das mindestens eine Rohrverbindungsstück im Schwenkbereich der
V-Tür-Rampe zu sichern, wenn sich der Schwenkbereich in der im Wesentlichen vertikalen
Position befindet.
20. System nach Anspruch 16, wobei das erste Ende des mindestens einen Stützzylinders
über eine Stiftverbindung schwenkbar mit der Bohrinselstruktur verbunden ist.
21. System nach Anspruch 16, wobei das zweite Ende des mindestens einen Stützzylinders
über eine Stiftverbindung schwenkbar mit dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe verbunden
ist.
22. System nach Anspruch 16, wobei die bewegliche eiserne Gestängeverschraubung an einer
erhöhten Plattform befestigt ist.
23. System nach Anspruch 16, wobei die Rohrhebevorrichtung durch eine Winde gehoben oder
gesenkt wird.
24. System nach Anspruch 16, wobei die Rohrhebevorrichtung durch einen Brückenwagen gehoben
oder gesenkt wird, der mit einer mit dem Mast der Bohrinselstruktur verbundenen erhöhten
Plattform verbunden ist.
25. System nach Anspruch 16, wobei die mindestens eine Lagerfläche ausgelegt ist, abseits
der Bohrlinie ein Rohrgestänge zu lagern, das aus mehreren miteinander verbundenen
Rohrverbindungsstücken besteht.
26. System nach Anspruch 16, des Weiteren umfassend mindestens ein Stützglied, das sich
von der Bohrinselstruktur zum ortsfesten Bereich der V-Tür-Rampe erstreckt.
27. Verfahren für den Zusammenbau von Ölfeldrohren auf einer Bohrinselstruktur abseits
der Bohrlinie, umfassend:
das Bereitstellen einer V-Tür-Rampe, die mit der Bohrinselstruktur verbunden ist,
wobei die V-Tür-Rampe einen Schwenkbereich und einen ortsfesten Bereich hat;
das Stützen von mindestens zwei Rohrverbindungsstücken auf dem ortsfesten Bereich
der V-Tür-Rampe,
dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren des Weiteren Folgendes umfasst:
das Bewegen von mindestens einem der mindestens zwei Rohrverbindungsstücke zum Schwenkbereich
der V-Tür-Rampe;
das Sichern des mindestens einen Rohrverbindungsstücks auf dem Schwenkbereich der
V-Tür-Rampe;
das Schwenken des Schwenkbereichs der V-Tür-Rampe von einer ersten Position an eine
zweite Position;
das Heben von einem der mindestens zwei Rohrverbindungsstücke, die auf dem ortsfesten
Bereich der V-Tür-Rampe gestützt werden, sodass das Rohrverbindungsstück über dem
Schwenkbereich der V-Tür-Rampe positioniert ist; und
das Verbinden des auf dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe gesicherten Rohrverbindungsstücks
mit dem Rohrverbindungsstück, das über den Schwenkbereich der V-Tür-Rampe gehoben
ist, um ein Rohrgestänge zu bilden.
28. Verfahren nach Anspruch 27, des Weiteren umfassend das Bewegen des Rohrgestänges zu
einer Lagerfläche, die ausgelegt ist, das Rohrgestänge zu lagern, wobei die Lagerfläche
mit einem Mast der Bohrinselstruktur verbunden ist.
29. Verfahren nach Anspruch 27, des Weiteren umfassend das Ausfahren oder Zurückziehen
eines Positionierungszylinders, der mit dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe verbunden
ist, um das mindestens eine Rohrverbindungsstück im Schwenkbereich zu positionieren.
30. Verfahren nach Anspruch 27, wobei der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe an die zweite
Position geschwenkt wird, indem ein Stützzylinder mit einem mit der Bohrinselstruktur
verbundenen ersten Ende und einem mit dem Schwenkbereich verbundenen zweiten Ende
zurückgezogen wird.
31. Verfahren nach Anspruch 27, wobei das Rohrverbindungsstück vom ortsfesten Bereich
der V-Tür-Rampe an eine Position über dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe gehoben wird,
indem eine Rohrhebevorrichtung mit dem Rohrverbindungsstück verbunden und die Rohrhebevorrichtung
gehoben wird.
32. Verfahren nach Anspruch 31, wobei die Rohrhebevorrichtung durch eine Winde gehoben
oder gesenkt wird.
33. Verfahren nach Anspruch 31, wobei die Rohrhebevorrichtung durch einen Brückenwagen
gehoben oder gesenkt wird, der mit einer mit einem Mast der Bohrinselstruktur verbundenen
erhöhten Plattform verbunden ist.
34. Verfahren nach Anspruch 31, des Weiteren umfassend das Ergreifen von einem des mindestens
einen Rohrverbindungsstücks, das im Schwenkbereich der V-Tür-Rampe gesichert ist,
und das Ergreifen des über den Schwenkbereich gehobenen Rohrverbindungsstücks mit
einer eisernen Gestängeverschraubung.
35. Verfahren nach Anspruch 34, des Weiteren umfassend das Bedienen der eisernen Gestängeverschraubung,
um die Verbindung zwischen den von der eisernen Gestängeverschraubung ergriffenen
Rohrverbindungsstücken herzustellen.
36. Verfahren nach Anspruch 27, wobei das Verfahren umfasst:
das Stützen einer Mehrzahl von Rohrverbindungsstücken auf dem ortsfesten Bereich der
V-Tür-Rampe;
das Bewegen von mindestens zwei der Mehrzahl von Rohrverbindungsstücken zum Schwenkbereich
der V-Tür-Rampe;
das Sichern der mindestens zwei Rohrverbindungsstücke auf dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe;
das Schwenken des Schwenkbereichs der V-Tür-Rampe von einer ersten Position an eine
zweite Position, wobei sich der Schwenkbereich in einer im Wesentlichen vertikalen
Position in der zweiten Position befindet;
das Heben von einem der Mehrzahl von Rohrverbindungsstücken, die auf dem ortsfesten
Bereich der V-Tür-Rampe gestützt sind, sodass sich das Rohrverbindungsstück in einer
im Wesentlichen vertikalen Position über dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe befindet;
das Verbinden von einem der mindestens zwei auf dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe
gesicherten Rohrverbindungsstücke mit dem Rohrverbindungsstück, das über den Schwenkbereich
der V-Tür-Rampe gehoben ist, um ein Zweirohrgestänge zu bilden;
das Heben des Zweirohrgestänges, sodass sich das Zweirohrgestänge in einer im Wesentlichen
vertikalen Position über dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe befindet;
das Verbinden von einem der mindestens zwei auf dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe
gesicherten Rohrverbindungsstücke mit dem Zweirohrgestänge, das über den Schwenkbereich
gehoben ist, um ein Dreirohrgestänge zu bilden.
37. Verfahren nach Anspruch 36, des Weiteren umfassend das Bewegen des Dreirohrgestänges
zu einer Lagerfläche, die ausgelegt ist, das Rohrgestänge zu lagern, wobei die Lagerfläche
mit einem Mast der Bohrinselstruktur verbunden ist.
38. Verfahren nach Anspruch 36, des Weiteren umfassend das Ausfahren oder Zurückziehen
eines Positionierungszylinders, der mit dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe verbunden
ist, um die Rohrverbindungsstücke im Schwenkbereich zu positionieren.
39. Verfahren nach Anspruch 36, wobei der Schwenkbereich der V-Tür-Rampe geschwenkt wird,
indem ein Stützzylinder mit einem mit der Bohrinselstruktur verbundenen ersten Ende
und einem mit dem Schwenkbereich verbundenen zweiten Ende zurückgezogen wird.
40. Verfahren nach Anspruch 36, wobei das Rohrverbindungsstück vom ortsfesten Bereich
der V-Tür-Rampe an eine Position über dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe gehoben wird,
indem das Rohrverbindungsstück mit einer Rohrhebevorrichtung verbunden und die Rohrhebevorrichtung
gehoben wird.
41. Verfahren nach Anspruch 36, wobei das Zweirohrgestänge an eine Position über dem Schwenkbereich
der V-Tür-Rampe gehoben wird, indem die Rohrhebevorrichtung gehoben wird.
42. Verfahren nach Anspruch 41, wobei die Rohrhebevorrichtung durch eine Winde gehoben
oder gesenkt wird.
43. Verfahren nach Anspruch 41, wobei die Rohrhebevorrichtung durch einen Brückenwagen
gehoben oder gesenkt wird, der mit einer mit einem Mast der Bohrinselstruktur verbundenen
erhöhten Plattform verbunden ist.
44. Verfahren nach Anspruch 36, des Weiteren umfassend das Ergreifen von einem der mindestens
zwei Rohrverbindungsstücke, die im Schwenkbereich der V-Tür-Rampe gesichert sind,
und das Ergreifen des über den Schwenkbereich gehobenen Rohrverbindungsstücks mit
einer eisernen Gestängeverschraubung.
45. Verfahren nach Anspruch 44, des Weiteren umfassend das Bedienen der eisernen Gestängeverschraubung,
um die Verbindung zwischen den von der eisernen Gestängeverschraubung ergriffenen
Rohrverbindungsstücken herzustellen, um das Zweirohrgestänge zu bilden.
46. Verfahren nach Anspruch 45, des Weiteren umfassend das Ergreifen von einem der mindestens
zwei Rohrverbindungsstücke, die im Schwenkbereich der V-Tür-Rampe gesichert sind,
und von einem der Rohrverbindungsstücke, die das Zweirohrgestänge bilden, mit einer
eisernen Gestängeverschraubung.
47. Verfahren nach Anspruch 46, des Weiteren umfassend das Bedienen der eisernen Gestängeverschraubung,
um die Verbindung zwischen den von der eisernen Gestängeverschraubung ergriffenen
Rohrverbindungsstücken herzustellen, um das Dreirohrgestänge zu bilden.
48. Verfahren nach Anspruch 27, des Weiteren umfassend:
das Stützen von mindestens einem Rohrverbindungsstück auf dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe.
49. Verfahren zur Handhabung von Verbindungsstücken von Ölfeldrohren abseits der Bohrlinie,
aufweisend:
das Bereitstellen einer V-Tür-Rampe, die mit der Bohrinselstruktur verbunden ist,
wobei die V-Tür-Rampe einen Schwenkbereich und einen ortsfesten Bereich hat;
das Stützen von mindestens zwei Rohrverbindungsstücken auf dem ortsfesten Bereich
der V-Tür-Rampe;
das Stützen von mindestens einem Rohrverbindungsstück auf dem Schwenkbereich der V-Tür-Rampe;
das Sichern des mindestens einen Rohrverbindungsstücks auf dem Schwenkbereich der
V-Tür-Rampe;
das Schwenken des Schwenkbereichs der V-Tür-Rampe von einer ersten Position an eine
zweite Position.
1. Système destiné à la réparation hors ligne de joints de tubulaires de champs de pétrole
sur une structure d'appareil de forage comprenant :
une rampe de porte en V reliée à la structure d'appareil de forage, la rampe de porte
en V ayant une section immobile et une section pivotante, dans lequel la section pivotante
est apte à pivoter entre une première position et une deuxième position ;
au moins un cylindre de support ayant une première extrémité et une deuxième extrémité,
dans lequel la première extrémité est reliée de manière à pouvoir pivoter à la structure
d'appareil de forage et la deuxième extrémité est reliée de manière à pouvoir pivoter
à la section pivotante de la rampe de porte en V ;
caractérisé en ce que la structure comprend en outre :
un moyen de maintien pour fixer au moins un joint de tubulaire dans la section pivotante
de la rampe de porte en V lorsque la section pivotante se trouve à la deuxième position
; et
un cylindre de positionnement relié à la section pivotante de la rampe de porte en
V, dans lequel le cylindre de positionnement est apte à positionner l'au moins un
joint de tubulaire dans la section pivotante.
2. Système selon la revendication 1, dans lequel la section pivotante de la rampe de
porte en V est en ligne avec la section immobile de la rampe de porte en V à la première
position.
3. Système selon la revendication 2, dans lequel l'au moins un cylindre de support se
trouve à une position étendue lorsque la section pivotante de la rampe de porte en
V se trouve à la première position.
4. Système selon la revendication 1, dans lequel la section pivotante de la rampe de
porte en V se trouve à une position sensiblement verticale à la deuxième position.
5. Système selon la revendication 4, dans lequel l'au moins un cylindre de support se
trouve à une position entièrement rétractée lorsque la section pivotante de la rampe
de porte en V se trouve à la deuxième position.
6. Système selon la revendication 1, dans lequel le moyen de maintien comprend une barre
reliée en charnière à la section pivotante de la rampe de porte en V et un mécanisme
de verrou.
7. Système selon la revendication 6, dans lequel la barre du moyen de maintien est déplacée
à partir d'une première position à laquelle la section pivotante de la rampe de porte
en V est en mesure de recevoir l'au moins un joint de tubulaire jusqu'à une deuxième
position à laquelle la barre se met en prise avec le mécanisme de verrou pour fixer
l'au moins un joint de tubulaire dans la section pivotante de la rampe de porte en
V lorsque la section pivotante se trouve à la deuxième position.
8. Système selon la revendication 1, dans lequel la première extrémité de l'au moins
un cylindre de support est reliée de manière à pouvoir pivoter à la structure d'appareil
de forage par une liaison de broche.
9. Système selon la revendication 1, dans lequel la deuxième extrémité de l'au moins
un cylindre de support est reliée de manière à pouvoir pivoter à la section pivotante
de la rampe de porte en V par une liaison de broche.
10. Système selon la revendication 1, comprenant en outre une plate-forme élevée sur laquelle
est monté un foreur en fer.
11. Système selon la revendication 1, comprenant en outre un élévateur de tubulaire.
12. Système selon la revendication 11, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un treuil.
13. Système selon la revendication 11, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un chariot à portique relié à une plate-forme élevée qui est reliée
à un mât de la structure d'appareil de forage.
14. Système selon la revendication 1, comprenant en outre au moins une passerelle d'accrochage
reliée au mât de la structure d'appareil de forage, l'au moins une passerelle d'accrochage
étant apte à stocker hors ligne un banc de tubulaires se composant de plusieurs tubulaires
joints les uns aux autres.
15. Système selon la revendication 1, comprenant en outre au moins un organe de support
s'étendant à partir de la structure d'appareil de forage jusqu'à la section immobile
de la rampe de porte en V.
16. Système selon la revendication 1, dans lequel la section immobile supporte au moins
un joint de tubulaire et la section pivotante supporte au moins un joint de tubulaire
et peut pivoter par rapport à la structure d'appareil de forage ; et dans lequel le
moyen de maintien comprend :
un mécanisme de maintien comprenant une barre reliée en charnière à la section pivotante
de la rampe de porte en V et un mécanisme de verrou, dans lequel la barre et le mécanisme
de verrou coopèrent pour fixer l'au moins un joint de tubulaire dans la section pivotante
;
le système comprenant en outre :
un élévateur de tubulaire pour monter ou descendre au moins un joint de tubulaire
;
un foreur en fer mobile, dans lequel le foreur en fer mobile peut être étendu de manière
à prendre l'un de l'au moins un joint de tubulaire supporté par l'élévateur de tubulaire
et l'un de l'au moins un joint de tubulaire dans la section pivotante de la rampe
de porte en V ; et
au moins une passerelle d'accrochage, dans lequel l'au moins une passerelle d'accrochage
est reliée à un mât de la structure d'appareil de forage.
17. Système selon la revendication 16, dans lequel la section pivotante de la rampe de
porte en V est en ligne avec la section immobile de la rampe de porte en V lorsque
l'au moins un cylindre de support se trouve à une position étendue.
18. Système selon la revendication 16, dans lequel la section pivotante de la rampe de
porte en V se trouve à une position sensiblement verticale lorsque l'au moins un cylindre
de support se trouve à une position entièrement rétractée.
19. Système selon la revendication 16, dans lequel la barre du mécanisme de maintien est
déplacée à partir d'une première position à laquelle la section pivotante de la rampe
de porte en V est en mesure de recevoir l'au moins un joint de tubulaire jusqu'à une
deuxième position à laquelle la barre se met en prise avec le mécanisme de verrou
pour fixer l'au moins un joint de tubulaire dans la section pivotante de la rampe
de porte en V lorsque la section pivotante se trouve à la position sensiblement verticale.
20. Système selon la revendication 16, dans lequel la première extrémité de l'au moins
un cylindre de support est reliée de manière à pouvoir pivoter à la structure d'appareil
de forage par une liaison de broche.
21. Système selon la revendication 16, dans lequel la deuxième extrémité de l'au moins
un cylindre de support est reliée de manière à pouvoir pivoter à la section pivotante
de la rampe de porte en V par une liaison de broche.
22. Système selon la revendication 16, dans lequel le foreur en fer mobile est monté sur
une plate-forme élevée.
23. Système selon la revendication 16, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un treuil.
24. Système selon la revendication 16, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un chariot à portique relié à une plate-forme élevée qui est reliée
au mât de la structure d'appareil de forage.
25. Système selon la revendication 16, dans lequel l'au moins une passerelle d'accrochage
est apte à stocker hors ligne un banc à tubulaire se composant de plusieurs tubulaires
joints les uns aux autres.
26. Système selon la revendication 16, comprenant en outre au moins un organe de support
s'étendant à partir de la structure d'appareil de forage jusqu'à la section immobile
de la rampe de porte en V.
27. Procédé destiné à la réparation hors ligne de tubulaires de champs de pétrole sur
une structure d'appareil de forage comprenant :
la fourniture d'une rampe de porte en V reliée à la structure d'appareil de forage,
la rampe de porte en V ayant une section pivotante et une section immobile ;
le support d'au moins deux joints de tubulaires sur la section immobile de la rampe
de porte en V ;
caractérisé en ce que le procédé comprend en outre :
le déplacement d'au moins l'un des au moins deux joints de tubulaires vers la section
pivotante de la rampe de porte en V ;
la fixation de l'au moins un joint de tubulaire sur la section pivotante de la rampe
de porte en V ;
le pivotement de la section pivotante de la rampe de porte en V à partir d'une première
position jusqu'à une deuxième position ;
le soulèvement de l'un des au moins deux joints de tubulaires supportés sur la section
immobile de la rampe de porte en V de sorte que le joint de tubulaire soit positionné
au-dessus de la section pivotante de la rampe de porte en V ; et
la liaison du joint de tubulaire fixé sur la section pivotante de la rampe de porte
en V au joint de tubulaire soulevé au-dessus de la section pivotante de la rampe de
porte en V pour créer un banc à tubulaire.
28. Procédé selon la revendication 27, comprenant en outre le déplacement du banc à tubulaire
vers une passerelle d'accrochage apte à stocker le banc à tubulaire, dans lequel la
passerelle d'accrochage est reliée à un mât de la structure d'appareil de forage.
29. Procédé selon la revendication 27, comprenant en outre l'extension ou la rétraction
d'un cylindre de positionnement relié à la section pivotante de la rampe de porte
en V pour positionner l'au moins un joint de tubulaire à l'intérieur de la section
pivotante.
30. Procédé selon la revendication 27, dans lequel la section pivotante de la rampe de
porte en V est pivotée jusqu'à la deuxième position en rétractant un cylindre de support
ayant une première extrémité reliée à la structure d'appareil de forage et une deuxième
extrémité reliée à la section pivotante.
31. Procédé selon la revendication 27, dans lequel le joint de tubulaire est soulevé à
partir de la section immobile de la rampe de porte en V jusqu'à une position au-dessus
de la section pivotante de la rampe de porte en V en reliant un élévateur de tubulaire
au joint de tubulaire et en montant l'élévateur de tubulaire.
32. Procédé selon la revendication 31, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un treuil.
33. Procédé selon la revendication 31, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un chariot à portique relié à une plate-forme élevée qui est reliée
à un mât de la structure d'appareil de forage.
34. Procédé selon la revendication 31, comprenant en outre la mise en prise de l'un de
l'au moins un joint de tubulaire fixé dans la section pivotante de la rampe de porte
en V et la mise en prise du joint de tubulaire soulevé au-dessus de la section pivotante
avec un foreur en fer.
35. Procédé selon la revendication 34, comprenant en outre l'utilisation du foreur en
fer pour réparer la liaison entre les joints de tubulaires mis en prise par le foreur
en fer.
36. Procédé selon la revendication 27, dans lequel le procédé comprend :
le support d'une pluralité de joints de tubulaires sur la section immobile de la rampe
de porte en V ;
le déplacement d'au moins deux de la pluralité de joints de tubulaires vers la section
pivotante de la rampe de porte en V ;
la fixation des au moins deux joints de tubulaires sur la section pivotante de la
rampe de porte en V ;
le pivotement de la section pivotante de la rampe de porte en V à partir d'une première
position jusqu'à une deuxième position, dans lequel la section pivotante se trouve
à une position sensiblement verticale à la deuxième position ;
le soulèvement de l'un de la pluralité de joints de tubulaires supportés sur la section
immobile de la rampe de porte en V de sorte que le joint de tubulaire soit à une position
sensiblement verticale au-dessus de la section pivotante de la rampe de porte en V
;
la liaison de l'un des au moins deux joints de tubulaires fixés sur la section pivotante
de la rampe de porte en V au joint de tubulaire soulevé au-dessus de la section pivotante
de la rampe de porte en V pour créer un banc à deux tubulaires ;
le soulèvement du banc à deux tubulaires de sorte que le banc à deux tubulaires se
trouve à une position sensiblement verticale au-dessus de la section pivotante de
la rampe de porte en V ;
la liaison de l'un des au moins deux joints de tubulaires fixés sur la section pivotante
de la rampe de porte en V au banc à deux tubulaires soulevé au-dessus de la section
pivotante pour créer un banc à trois tubulaires.
37. Procédé selon la revendication 36, comprenant en outre le déplacement du banc à trois
tubulaires vers une passerelle d'accrochage apte à stocker le banc à tubulaire, dans
lequel la passerelle d'accrochage est reliée à un mât de la structure d'appareil de
forage.
38. Procédé selon la revendication 36, comprenant en outre l'extension ou la rétraction
d'un cylindre de positionnement relié à la section pivotante de la rampe de porte
en V pour positionner les joints de tubulaires à l'intérieur de la section pivotante.
39. Procédé selon la revendication 36, dans lequel la section pivotante de la rampe de
porte en V est pivotée en rétractant un cylindre de support ayant une première extrémité
reliée à la structure d'appareil de forage et une deuxième extrémité reliée à la section
pivotante.
40. Procédé selon la revendication 36, dans lequel le joint de tubulaire est soulevé à
partir de la section immobile de la rampe de porte en V jusqu'à une position au-dessus
de la section pivotante de la rampe de porte en V en reliant le joint de tubulaire
à un élévateur de tubulaire et en montant l'élévateur de tubulaire.
41. Procédé selon la revendication 36, dans lequel le banc à deux tubulaires est monté
à une position au-dessus de la section pivotante de la rampe de porte en V en montant
l'élévateur de tubulaire.
42. Procédé selon la revendication 41, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un treuil.
43. Procédé selon la revendication 41, dans lequel l'élévateur de tubulaire est monté
ou descendu par un chariot à portique relié à une plate-forme élevée qui est reliée
à un mât de la structure d'appareil de forage.
44. Procédé selon la revendication 36, comprenant en outre la mise en prise de l'un des
au moins deux joints de tubulaires fixés dans la section pivotante de la rampe de
porte en V et la mise en prise du joint de tubulaire soulevé au-dessus de la section
pivotante avec un foreur en fer.
45. Procédé selon la revendication 44, comprenant en outre l'utilisation du foreur en
fer pour réparer la liaison entre les joints de tubulaires mis en prise par le foreur
en fer pour créer le banc à deux tubulaires.
46. Procédé selon la revendication 45, comprenant en outre la mise en prise de l'un des
au moins deux joints de tubulaires fixés dans la section pivotante de la rampe de
porte en V et l'un des joints de tubulaires comprenant le banc à deux tubulaires avec
un foreur en fer.
47. Procédé selon la revendication 46, comprenant en outre l'utilisation du foreur en
fer pour réparer la liaison entre les joints de tubulaires mis en prise par le foreur
en fer pour créer le banc à trois tubulaires.
48. Procédé selon la revendication 27, comprenant en outre :
le support d'au moins un joint de tubulaire sur la section pivotante de la rampe de
porte en V.
49. Procédé destiné à manipuler des joints de tubulaires de champs de pétrole hors ligne
comprenant :
la fourniture d'une rampe de porte en V reliée à la structure d'appareil de forage,
la rampe de porte en V ayant une section pivotante et une section immobile ;
le support d'au moins deux joints de tubulaires sur la section immobile de la rampe
de porte en V ;
le support d'au moins un joint de tubulaire sur la section pivotante de la rampe de
porte en V ;
la fixation de l'au moins un joint de tubulaire sur la section pivotante de la rampe
de porte en V ;
le pivotement de la section pivotante de la rampe de porte en V à partir d'une première
position jusqu'à une deuxième position.
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