EP1809855B1 - Schwenkrohrhandhabungsvorrichtung zur herstellung von bohrrohrverbindungen ausserhalb der fertigungsstrasse - Google Patents

Schwenkrohrhandhabungsvorrichtung zur herstellung von bohrrohrverbindungen ausserhalb der fertigungsstrasse Download PDF

Info

Publication number
EP1809855B1
EP1809855B1 EP05808892.3A EP05808892A EP1809855B1 EP 1809855 B1 EP1809855 B1 EP 1809855B1 EP 05808892 A EP05808892 A EP 05808892A EP 1809855 B1 EP1809855 B1 EP 1809855B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
tubular
pivoting section
door ramp
section
pivoting
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
EP05808892.3A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP1809855A2 (de
EP1809855A4 (de
Inventor
Neil E. Fehres
Thomas A. Yost
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
National Oilwell Varco LP
Original Assignee
National Oilwell Varco LP
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by National Oilwell Varco LP filed Critical National Oilwell Varco LP
Priority claimed from PCT/US2005/037353 external-priority patent/WO2006044848A2/en
Publication of EP1809855A2 publication Critical patent/EP1809855A2/de
Publication of EP1809855A4 publication Critical patent/EP1809855A4/de
Application granted granted Critical
Publication of EP1809855B1 publication Critical patent/EP1809855B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/18—Connecting or disconnecting drill bit and drilling pipe

Definitions

  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • threaded connections known as tool joints
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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").
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • FIG. 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.
  • FIG. 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • support member 62 that is connected between V-door ramp 50 and rig structure 10.
  • a plurality of support members 62 may be necessary to support the combined weight of stationary section 55 and the drill pipe joints.
  • 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).
  • V-door ramp 50 is a horizontal ramp or a slanted ramp.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • FIG 2 is a top view of the rig floor of rig structure 10 showing V-door ramp 50 attached to rig structure 10.
  • 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 ).
  • 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.
  • 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.
  • pivoting section 60 of V-door ramp 50 can be sized to hold either one or two joints of drill pipe.
  • pivoting section 60 can be sized to hold one pipe joint 40.
  • pivoting section 60 can be sized to hold two pipe joints 40.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • off-line roughneck 100 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.
  • 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.
  • 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.
  • a 60-foot drill pipe stand can be assembled.
  • 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.
  • pivoting section 60 of V-door ramp 50 can be designed to hold only one pipe joint 40.
  • a fourth pipe joint 40 can be attached to the 90-foot drill pipe stand to form a 120-foot drill pipe stand.
  • 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.
  • 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.
  • 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 .
  • 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.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Claims (49)

  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.
EP05808892.3A 2004-10-19 2005-10-18 Schwenkrohrhandhabungsvorrichtung zur herstellung von bohrrohrverbindungen ausserhalb der fertigungsstrasse Expired - Lifetime EP1809855B1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US62004904P 2004-10-19 2004-10-19
PCT/US2005/037353 WO2006044848A2 (en) 2004-10-19 2005-10-18 Pivoting pipe handler for off-line make up of drill pipe joints

Publications (3)

Publication Number Publication Date
EP1809855A2 EP1809855A2 (de) 2007-07-25
EP1809855A4 EP1809855A4 (de) 2012-09-26
EP1809855B1 true EP1809855B1 (de) 2013-11-20

Family

ID=38171503

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP05808892.3A Expired - Lifetime EP1809855B1 (de) 2004-10-19 2005-10-18 Schwenkrohrhandhabungsvorrichtung zur herstellung von bohrrohrverbindungen ausserhalb der fertigungsstrasse

Country Status (2)

Country Link
EP (1) EP1809855B1 (de)
DK (1) DK1809855T3 (de)

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7431550B2 (en) * 2002-10-04 2008-10-07 Technologies Alliance Pipe handling apparatus for pick-up and lay-down machine

Also Published As

Publication number Publication date
EP1809855A2 (de) 2007-07-25
DK1809855T3 (en) 2014-02-17
EP1809855A4 (de) 2012-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2584323C (en) Pivoting pipe handler for off-line make up of drill pipe joints
US11661800B1 (en) Support apparatus for supporting down hole rotary tools
US7249639B2 (en) Automated arm for positioning of drilling tools such as an iron roughneck
US8371790B2 (en) Derrickless tubular servicing system and method
US7353880B2 (en) Method and apparatus for connecting tubulars using a top drive
RU2435929C2 (ru) Способ и устройство для проведения операций в подземных буровых скважинах
US7527100B2 (en) Method and apparatus for cutting and removal of pipe from wells
US9217297B2 (en) Method and support apparatus for supporting down hole rotary tools
US20090101332A1 (en) Method and apparatus for drilling with casing
WO2011135541A2 (en) Modular multi-workstring system for subsea intervention and abandonment operations
US20070251700A1 (en) Tubular running system
US20070240884A1 (en) Pivoting pipe handler for off-line make up of drill pipe joints
WO2016196808A1 (en) Drill pipe guide system and method
US11118414B2 (en) Tubular delivery arm for a drilling rig
US20170314345A1 (en) Assemblies and methods for inserting and removing tubulars from a wellbore
EP1809855B1 (de) Schwenkrohrhandhabungsvorrichtung zur herstellung von bohrrohrverbindungen ausserhalb der fertigungsstrasse
WO2020210795A1 (en) Well equipment assembly method using combined catwalk and crane
CA2714327C (en) Method and apparatus for drilling with casing
CA2517993C (en) Method and apparatus for drilling with casing
CA2877530C (en) Mobile rig and method

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20070515

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): 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

AX Request for extension of the european patent

Extension state: AL BA HR MK YU

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: E21B 19/00 20060101AFI20070815BHEP

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
A4 Supplementary search report drawn up and despatched

Effective date: 20120828

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: E21B 19/00 20060101AFI20120822BHEP

Ipc: E21B 19/18 20060101ALI20120822BHEP

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R079

Ref document number: 602005041945

Country of ref document: DE

Free format text: PREVIOUS MAIN CLASS: E21B0019180000

Ipc: E21B0019000000

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: E21B 19/18 20060101ALI20130419BHEP

Ipc: E21B 19/00 20060101AFI20130419BHEP

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20130524

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: NATIONAL OILWELL VARCO, L.P.

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): 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

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 641774

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20131215

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 602005041945

Country of ref document: DE

Effective date: 20140109

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: T3

REG Reference to a national code

Ref country code: DK

Ref legal event code: T3

Effective date: 20140213

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MK05

Ref document number: 641774

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20131120

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20140320

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 602005041945

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed

Effective date: 20140821

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 602005041945

Country of ref document: DE

Effective date: 20140821

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 602005041945

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20141018

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150501

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141031

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141031

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: ST

Effective date: 20150630

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141031

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141018

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20140221

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20131120

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20051018

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20201015

Year of fee payment: 16

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Payment date: 20201012

Year of fee payment: 16

REG Reference to a national code

Ref country code: DK

Ref legal event code: EBP

Effective date: 20211031

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MM

Effective date: 20211101

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20211101

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20211031

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20240829

Year of fee payment: 20

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: PE20

Expiry date: 20251017