用于地质勘探钻井的钻井系统的制作方法

本公开涉及一种用于深水和超深水地质勘探钻井的钻井系统，特别地涉及一种用于进行深海或超深海海底地质勘探的无隔水管钻井系统。

背景技术：

超深水钻井通常由大型钻井平台和连接水下井到钻井平台的大口径隔水管系统组成。当前最先进的钻井平台设计在能够达到3600米水深进行钻井，当前钻井水深的世界记录是3402m(2016年)。隔水管具有多种功能：导管用于返回井内钻井液；刚性的节流和压井管线连接钻井平台和水下防喷器用于井控作用。

无隔水管和有隔水管钻井的主要区别是常规钻井使用隔水管。安装在浮动钻井船上的钻井液泵将钻井所需的钻井液通过钻杆泵入井中，钻井液通过隔水管返回到浮动钻井船上，其动力由同样的钻井液泵提供。

当前已经开发出达到1500米水深的无隔水管钻井技术，并应用于在安装防喷器之前的表层钻井。现有的水下钻井液泵系统具有局限性。在一种现有的无隔水管钻井技术中，通过在水下防喷器顶部安装一个旋转控制头来隔离海底海水与水下防喷器和井内钻井液的压力，创造一个封闭的无隔水管钻井液循环回路，还在测试中的泵系统的作业水深可达到2000米左右，这在更深水域使用有明显的限制。由于过长的管线内钻井液静水压力对井内安全控制稳定性产生极大影响。在浅水区域操作的无隔水管钻井系统，其井控管线通常使用独立的管线，穿过钻井船和防喷器间开放水体运行。在超深水钻井作业中，这样的高压井控管线在安全布放和操作上既不经济也不实用。为了控制井内钻井液和静水头，当前的基于该无隔水管钻井技术的浮式钻井船在没有使用隔水管就不会进行深水勘探钻井。

在另一种相关的无隔水管钻井技术中，在水下防喷器顶部不使用旋转头控制设备。浮式钻井船将钻井液泵入井中，钻井液和钻屑被安装在海底的钻井液泵泵回到钻井船上，该泵通过钻井液回流管连接到钻井船上。执行深水无隔水管钻井的限制是由当前变量泵技术限制。当水深超过1500-2000m时，变量泵无法将足够大容量和高比重的钻井液泵回钻井船。

因此，现有的无隔水管钻井技术都不适于在超过2000米以上的海床上进行作业。

技术实现要素：

本公开的目的在于克服现有技术中的上述缺陷中的至少一种。

本公开提供一种用于地质勘探钻井的钻井系统，该钻井系统不包含隔水管，该系统对钻井平台没有尺寸限制和且对钻井水深没有限制，且钻井水深能够远远超过3600m，同时能够执行常规井控。

在本公开的一个方面中，提供一种用于地质勘探钻井的钻井系统，包括：钻井平台，其能够在水面上浮动和移动；开采部分，其包括：钻孔，其形成于海底地层中；钻杆，其从所述钻井平台向下延伸至所述钻孔中；无隔水管水下防喷器，其设置在所述钻孔的井口处且所述钻杆延伸穿过所述无隔水管水下防喷器以进行钻井；以及钻井液体积控制器，其设置在所述无隔水管水下防喷器的顶部，其中，所述无隔水管水下防喷器被构造为基于所述钻孔中的压力状态而允许或阻止所述钻孔中的钻井液进入到所述钻井液体积控制器；以及钻井液回流系统，其连接至所述钻井平台且与所述开采部分隔开，其包括：双层管，其包括外层管和内层管，在所述外层管和所述内层管之间形成环形空间；以及终端模块，其连接至所述双层管的下端且包括设置在所述环形空间和所述钻井液体积控制器之间的第一管线；连接在所述内层管和所述环形空间之间的第二管线；以及连接在所述内层管和所述无隔水管水下防喷器之间的第三管线，其中，能够基于所述钻孔中的压力状态而打开或关闭所述第一管线、所述第二管线以及所述第三管线，以实现不同的功能。

根据本公开的一个示例性实施例，所述终端模块包括可拆卸地连接在一起的第一部分和第二部分，所述第一部分连接至所述双层管的下端，且所述第二部分通过第一柔性管道连接至所述钻井液体积控制器，且通过第二柔性管道连接至所述无隔水管水下防喷器，其中所述第一柔性管道和所述第二柔性管道均位于所述终端模块的外部。

根据本公开的一个示例性实施例，所述终端模块的第一管线包括设置在所述第一部分中的钻井液转移泵和钻井液控制阀，以及所述第一柔性管道，其中所述钻井液控制阀连接在所述钻井液转移泵和所述双层管的环形空间之间，其能够打开或关闭以导通或阻断所述第一管线；以及其中，所述钻井液转移泵被构造为在所述钻井液控制阀打开以导通所述第一管线的状态下通过所述第一柔性管道从所述钻井液体积控制器中抽吸钻井液。

根据本公开的一个示例性实施例，所述终端模块的第一管线还包括设置在所述第一部分中的钻井液管线压力控制器，所述钻井液管线压力控制器连接在所述钻井液控制阀和所述钻井液转移泵之间，且被构造为将从所述钻井液转移泵的出口流出的钻井液的压力保持为高于海水静水压力，从而避免因为u型管效应导致海水从所述钻井液体积控制器吸入所述钻井液回流系统中。

根据本公开的一个示例性实施例，所述终端模块的第二管线包括设置在所述第一部分中的旁通管线，所述旁通管线连接在所述内层管中的内部空间与所述环形空间之间，其中，旁通阀设置在所述旁通管线中且其能够打开或关闭以导通或阻断所述第二管线。

根据本公开的一个示例性实施例，所述终端模块的第三管线包括设置在所述第一部分中的压井管线控制阀和模块内压井管线，以及所述第二柔性管道；所述压井管线控制阀连接在所述内层管和所述模块内压井管线之间，其能够打开或关闭以导通或阻断所述第三管线，且所述模块内压井管线连接至所述第二柔性管道。在所述第三管线导通的情况下，压井液能够从所述钻井平台供给到所述钻孔，或者钻井液能够从所述钻孔中返回到所述钻井平台。

根据本公开的一个示例性实施例，所述终端模块的第三管线还包括设置在所述第一部分中的压井管线压力控制器，所述压井管线压力控制器设置在模块内压井管线上，且被构造为控制从所述钻井平台通过所述无隔水管水下防喷器泵入到所述钻孔中的压井液的压力和体积，以及从所述钻孔中返回到所述钻井平台的钻井液的压力和体积。

根据本公开的一个示例性实施例，所述第一部分和所述第二部分通过紧急断开系统可拆卸地连接在一起；所述紧急断开系统被构造为：在不适宜作业的恶劣天气或或钻井平台需要紧急离开钻井现场的情况下，使得所述第一部分和所述第二部分能够分离；所述第二部分设置有浮力块；以及所述浮力块被构造为：在执行紧急断开后，将保持紧急断开系统处于水平状态，以便所述第一部分能够重新连接到所述第二部分。

根据本公开的一个示例性实施例，所述钻井平台设置有：用于向内层管中供应高压气体的气体注入系统；用于向内层管中供应压井液的压井液供应和阻流系统；以及用于从高压气体-钻井液混合物中分离出气体的钻井液分离器。

根据本公开的一个示例性实施例，该钻井系统还包括选择器和压力控制管汇，其连接至所述双层管的顶端，且连接至所述气体注入系统、所述压井液供应和阻流系统和钻井液分离器，所述选择器和压力控制管汇被构造为使得所述双层管可选择地连接至所述气体注入系统、所述压井液供应和阻流系统或所述钻井液分离器。

根据本公开的一个示例性实施例，在钻孔内压力正常的情况下，所述无隔水管水下防喷器被操作为允许所述钻孔中的低压钻井液被收集在所述钻井液体积控制器中；

在钻孔超压失控的第一种情况下，所述无隔水管水下防喷器被操作为密封所述钻孔从而所述钻孔中的钻井液无法进入到所述钻井液体积控制器中，且不切断所述钻杆；以及在钻孔超压失控的第二种情况下，所述无隔水管水下防喷器被操作为：在密封所述钻孔的基础上，还切断所述钻杆；其中在钻孔超压失控的第二种情况下钻孔内的压力高于在钻孔超压失控的第一种情况下钻孔内的压力，且在钻孔内压力正常的情况下钻孔内的压力低于在钻孔超压失控的第一种情况下钻孔内的压力。

根据本公开的一个示例性实施例，所述无隔水管水下防喷器包括：扣紧密封闸板，其设置为靠近所述钻井液体积控制器；剪切闸板，其设置为靠近所述钻孔；以及闸板阀模块，其设置在所述扣紧密封闸板和所述剪切闸板之间；其中，所述无隔水管水下防喷器被构造为：在钻孔内压力正常的情况下，不致动所述扣紧密封闸板和所述剪切闸板，而允许所述钻孔中的低压钻井液被收集在所述钻井液体积控制器中；在钻孔超压失控的第一种情况下，致动所述扣紧密封闸板抱紧或扣紧所述钻杆而完全密封钻孔从而所述钻孔中的钻井液无法进入到所述钻井液体积控制器中，以及在完全密封钻孔之后，在钻孔内压力进一步增加的钻孔超压失控的第二种情况下，还致动所述剪切闸板来剪切所述钻杆，其中被切断的钻杆的下端被保持在所述闸板阀模块中。

根据本公开的一个示例性实施例，在钻孔内压力正常的情况下，所述双层管被连接至所述气体注入系统，所述第一管线和所述第二管线处于导通状态，且所述第三管线处于阻断状态；收集在所述钻井液体积控制器中的低压钻井液通过所述第一管线被输送到所述双层管的所述环形空间中；以及所述高压气体注入系统通过所述双层管的所述内层管将高压气体注入到所述终端模块中，且经此循环进入到所述环形空间中，以使得高压气体与低压钻井液混合，从而将低压钻井液回收到所述钻井平台。

根据本公开的一个示例性实施例，在钻孔超压失控的第一种情况下，所述双层管被连接至所述钻井液分离器，所述第一管线和所述第二管线处于阻断状态，且所述第三管线处于导通状态；高压压井液通过所述钻杆而被注入到所述钻孔内，所述钻孔内的钻井液通过所述无隔水管水下防喷器、所述第三管线以及所述双层管的内层管而被输送至所述钻井液分离器。

根据本公开的一个示例性实施例，在钻孔超压失控的第二种情况下，所述双层管被连接至所述压井液供应和阻流系统，所述第一管线和所述第二管线处于阻断状态，且所述第三管线处于导通状态；所述压井液供应和阻流系统通过所述双层管的内层管注入高压压井液，该高压压井液通过所述第三管线而被注入到所述无隔水管水下防喷器，进而被注入到所述钻孔中以恢复钻孔内的静水控制而继续钻井。

根据本公开的一个示例性实施例，所述钻井液体积控制器包括开放式的且与海水连通的低压钻井液容纳空间，其中，低压钻井液与海水在接触面处分界；其中，基于测量接触面的液位的液位传感器而控制所述钻井液转移泵的转速，使得海水不会被抽吸到所述第一管线中。

根据本公开的一个示例性实施例，所述无隔水管水下防喷器包括主级控制系统和次级控制系统，所述主级控制系统基于来自所述钻井平台的声音信号而控制所述扣紧密封闸板、所述剪切闸板和所述闸板阀模块，以及所述次级控制系统通过水下机器人能够操作的次级控制面板而控制所述扣紧密封闸板、所述剪切闸板和所述闸板阀模块。

根据本公开的一个示例性实施例，所述无隔水管水下防喷器还包括：防喷器控制流体蓄能器其用于存储和供应所述主级控制系统和所述次级控制系统所需的驱动流体，其中所述防喷器控制流体蓄能器包括蓄能器补充管线，其被构造为：当有需要时用于向所述防喷器控制流体蓄能器补充驱动流体；其中，所述蓄能器补充管线被连接至所述终端模块，以从所述终端模块接收驱动流体。

根据本公开的一个示例性实施例，所述钻井系统还包括：钻井基盘，所述钻井基盘安装在所述钻孔的井口；所述钻井液体积控制器和所述钻井液回流系统被构造为：在安装无隔水管水下防喷器之前，作为一个闭环钻井液回流系统，以用于所述钻孔表层井段的钻井操作和固井操作；在将所述无隔水管水下防喷器安装在所述钻井基盘上且将所述钻井液体积控制器安装到无隔水管水下防喷器之上之后，针对所述钻孔的剩下井段进行无隔水管钻孔和钻井液返回操作。

根据本公开的一个示例性实施例，所述第一部分还包括在压力和体积调节器，其被构造为控制被注入所述环形空间中的低压钻井液内的高压气体的体积和压力，以便低压钻井液能够提升至所述钻井平台。

根据本公开的一个示例性实施例，所述旁通管线还被构造为使得来自所述钻井平台的钻井液在所述钻井平台和所述内层管之间循环流动，其中，如果所述气体注入系统出现空气注入故障时，空气-钻井液混合物的钻井岩屑沉淀在所述环形空间中，通过关闭所述压井管线控制阀和所述钻井液控制阀以及打开所述旁通阀，以使得钻井液能够从所述内层管注入且流动到所述环形空间中，冲走钻井岩屑沉淀，以实现所述钻井液的循环流动。

在根据本公开的各个实施例中，该钻井系统包含无隔水管水下防喷器、特制的终端模块、钻井液体积控制器以及双层管。根据本公开的钻井系统在不包含刚性的隔水管的情况下，能够适应更加多变的深海环境，且通过本公开的钻井系统，能够在不使用设置在海底的变量泵的情况下，执行深海钻井液回收作业，且能够在出现突发情况时，执行合适的井控操作。本公开的钻井系统能够根据钻孔中的压力状况而适应性地调节无隔水管水下防喷器和终端模块的操作，使得两者协同作用而实现多种功能，以适应深海环境。

附图说明

通过结合附图考虑本公开的各种实施例的以下详细描述，可以完全理解本公开，其中：

图1示出了根据本公开的一个示例性实施例的钻井系统的示意图；

图2示出了如图1所示的钻井系统的钻井液体积控制器和无隔水管水下防喷器的示意图；

图3示出了如图1所示的钻井系统的钻井液回流系统所包含的双层管的示意图；

图4示出了如图1所示的钻井系统的终端模块的示意图；

图5示出了如图1所示的钻井系统的终端模块和双层管的连接的示意图；

图6示出了如图1所示的钻井系统的终端模块和双层管的连接的示意图，其用于实现第一功能；

图7示出了如图1所示的钻井系统的终端模块和双层管的连接的示意图，其用于实现第二功能；以及

图8示出了如图1所示的钻井系统的终端模块和双层管的连接的示意图，其用于实现第三功能。

具体实施方式

下面通过实施例，并结合附图，对本公开的技术方案作进一步具体的说明。在说明书中，相同或相似的附图标号指示相同或相似的部件。下述参照附图对本公开实施方式的说明旨在对本公开的总体发明构思进行解释，而不应当理解为对本公开的一种限制。

另外，在下面的详细描述中，为便于解释，阐述了许多具体的细节以提供对本文披露的实施例的全面理解。然而明显地，一个或多个实施例在没有这些具体细节的情况下也可以被实施。在其他情况下，公知的结构和装置以图示的方式体现以简化附图。

图1示出了根据本公开的一个示例性实施例的钻井系统的示意图。如图1所示，一种用于地质勘探钻井的钻井系统包括：钻井平台17，其能够在水面20上浮动和移动；开采部分4，其用于开采地层液体样本；和钻井液回流系统1，其连接至钻井平台17且与开采部分4隔开。具体地，如图1所示，钻井系统将被从浮式钻井平台上分为两个布放中心进行部署，钻井中心62用于下放开采部分4。钻井液回流中心63偏离钻井中心62，用于布放和操作钻井液回流系统1。两个中心之间有足够距离，系统在深水和强洋流的情况下，可避免开采部分4和钻井液返回系统1间相互干扰。

在示出的实施例中，如图1所示，开采部分4包括：钻孔40，其形成于海底地层13中；钻杆42，其从钻井平台17向下延伸至钻孔40中而进行一系列开采作业，例如输送钻井液，且在必要条件下输送压井液；无隔水管水下防喷器15，其设置在钻孔40的井口处且钻杆42延伸穿过无隔水管水下防喷器15以进行钻井；以及钻井液体积控制器14，其设置在无隔水管水下防喷器15的顶部。无隔水管水下防喷器15被构造为基于钻孔40中的压力状态而允许或阻止钻孔40中的钻井液进入到钻井液体积控制器14，这在下文中将进行详细说明。如图1所示，该钻井液回流系统1包括：双层管2，其包括外层管65和内层管3，在外层管65和内层管3之间形成环形空间5(如图2所示)。双层管2的内层管3和外层管65能够是同心的，也能够是非同心的，两者在功能实现上不存在差异。该钻井液回流系统1还包括终端模块9，其连接至双层管2的下端。终端模块9包括设置在环形空间5和钻井液体积控制器14之间的第一管线6；连接在内层管3和环形空间5之间的第二管线7；以及连接在内层管3和无隔水管水下防喷器15之间的第三管线8。能够基于钻孔40中的压力状态而打开或关闭第一管线6、第二管线7以及第三管线8，以实现不同的功能，在下文中将详细描述这几种功能。

在根据本公开的钻井系统中，能够根据钻孔40中的压力状况而适应性地调节无隔水管水下防喷器15和终端模块9的操作，使得两者协同作用而实现多种功能。在正常开采条件下，钻孔40中不会出现过多的液体，压力保持得较低，通过无隔水管水下防喷器15、终端模块9、双层管2等的协同能够顺利地回收钻孔40中的低压钻井液。然而在出现过多的液体且甚至出现气体时，钻孔40中的压力剧烈增大，则需要调节无隔水管水下防喷器15和终端模块9执行合理的井内控制。根据本公开的钻井系统在不包含刚性的隔水管的情况下，能够适应更加多变的深海环境，且通过本公开的钻井系统，能够在不使用设置在海底的变量泵的情况下，执行深海钻井液回收作业，且能够在出现突发情况时，执行合适的井控操作。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图1所示，钻井平台17设置有：用于向内层管3中供应高压气体的气体注入系统19；用于向内层管3中供应压井液的压井液供应和阻流系统58；以及用于从高压气体-钻井液混合物中分离出气体的钻井液分离器18，在下文中将详细说明这些部件或系统的作用。此外，在分离出气体之后，钻井液进一步被输送到钻井液清洗系统54，如图1所示，从而清除钻井液中携带的钻屑。

在钻孔内压力正常的情况下，也就是在钻孔40内没有出现过多液体或没有出现气体的情况，无隔水管水下防喷器15被操作为允许钻孔40中的低压钻井液被收集在钻井液体积控制器14中。在钻孔超压失控的第一种情况下，即出现了较多的液体或出现了气体的情况，但是液体或气体的量还没有超过一阈值，无隔水管水下防喷器15被操作为密封钻孔40从而钻孔40中的钻井液无法进入到钻井液体积控制器14中。在钻孔超压失控的第二种情况下，也就是出现了过多的液体或气体，且它们的量超过一阈值，使得钻孔40内的压力特别高的情况，无隔水管水下防喷器15被操作为：在密封钻孔40的基础上，还切断钻杆42。因此，在钻孔超压失控的第二种情况下钻孔内的压力高于在钻孔超压失控的第一种情况下钻孔内的压力，且在钻孔内压力正常的情况下钻孔内的压力低于钻孔超压失控的第一种情况下钻孔内的压力。

在钻孔内压力正常的情况下，如图6所示，双层管2被连接至气体注入系统19，第一管线6和第二管线7处于导通状态，且第三管线8处于阻断状态。管线6、7和8如何实现导通和阻断在下文中将进行详细说明。在该情况下，在钻孔40内产出的钻井液处于低压状态，无隔水管水下防喷器15被操作为允许钻孔40中的低压钻井液被收集在钻井液体积控制器14中，从而收集在钻井液体积控制器14中的低压钻井液通过第一管线6被输送到双层管2的环形空间5中。

此外，如图6所示，高压气体注入系统19通过双层管2的内层管3将高压气体注入到终端模块9中，且经此循环进入到环形空间5中，以使得高压气体与低压钻井液混合，从而将低压钻井液回收到钻井平台17。在这种情况下，双层管2和终端模块9实现第一功能：即向环形空间注入高压气体以实现低压钻井液的回收。在这种情况下，经由钻杆42将钻井所需的高压液体从钻井平台17输送到钻孔40中，从而在钻孔40中进行作业，而产出可能包含石油等燃料的钻井液。因此，在本公开中，通过双层管2、终端模块9、无隔水管水下防喷器15等的协同作用，在不需要使用传统无隔水管钻井水下泵的情况下，也能够实现钻井液的回收。

在钻孔超压失控的第一种情况下，如图7所示，双层管2被连接至钻井液分离器18，第一管线6和第二管线7处于阻断状态，且第三管线8处于导通状态。在该情况下，无隔水管水下防喷器15仅仅被操作为密封钻孔40从而钻孔40中的钻井液无法进入到钻井液体积控制器14中，但是尚未切断钻杆42。在这种情况下，由于钻杆42尚未被切断，高压压井液通过钻杆42而被注入到钻孔40内。此外，由于钻孔40被密封为与外界海水隔离，因此钻孔40内的钻井液积聚从而压力增大。钻孔40内的较高压力的钻井液在自身压力和钻杆42中通入的高压压井液的辅助下，通过无隔水管水下防喷器15、第三管线8以及双层管2的内层管3而被输送至钻井液分离器18。在这种情况下，双层管2和终端模块9实现第二功能即：将钻井液返回至钻井平台17。由于此时产生的钻井液具有一定的压力，因此不需要高压气体注入系统19的帮助，也能够将钻井液输送到钻井平台17上。在恢复钻孔内的压力控制之后，可以通过操作下文所述的扣紧密封闸板51和剪切闸板50，将无隔水管水下防喷器15进一步操作为允许低压钻井液被收集在钻井液体积控制器14中，而恢复上述钻孔内压力正常的情况下执行的操作。

在钻孔超压失控的第二种情况下，如图8所示，双层管2被连接至该压井液供应和阻流系统58，第一管线6和第二管线7处于阻断状态，且第三管线8处于导通状态。在此情况下，钻孔40内的压力特别高的情况，无隔水管水下防喷器15被操作为在密封钻孔40的基础上，还切断钻杆42。高压压井液无法通过钻杆42被泵送到钻孔40中，此时压井液供应和阻流系统58通过双层管2的内层管3将高压压井液注入到钻孔40中。该高压压井液通过第三管线8而被注入到无隔水管水下防喷器15，进而被注入到钻孔40中以恢复钻孔40内的静水控制而继续钻井，也就是将任何过多的液体或气体压回到地层中以能够恢复作业。在这种情况下，双层管2和终端模块9实现第三功能：即向钻孔40中注入高压压井液以恢复压力控制。在恢复压力控制之后，打捞并修复钻杆42，并且可以通过操作下文所述的扣紧密封闸板51和剪切闸板50，将无隔水管水下防喷器15进一步操作为允许低压钻井液被收集在钻井液体积控制器14中，而恢复正常的钻井作业，从而继续执行经过钻井液回流系统1将钻井液返回到钻井平台17。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图1和2所示，无隔水管水下防喷器15包括：扣紧密封闸板51，其设置为靠近钻井液体积控制器14；剪切闸板50，其设置为靠近钻孔40；以及闸板阀模块16其设置在该扣紧密封闸板51和该剪切闸板50之间。无隔水管水下防喷器15被构造为：在钻孔内压力正常的情况下，不致动该扣紧密封闸板51和该剪切闸板50，而允许钻孔40中的低压钻井液被收集在钻井液体积控制器14中；在钻孔超压失控的第一种情况下，致动该扣紧密封闸板51抱紧或扣紧钻杆42而完全密封钻孔40从而钻孔40中的钻井液无法进入到钻井液体积控制器14中，以及在完全密封钻孔40之后，在钻孔内压力进一步增加的钻孔超压失控的第二种情况下，致动该剪切闸板50来剪切钻杆42，其中被切断的钻杆42的下端被保持在该闸板阀模块16中，以便于后续的打捞回收操作。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图1所示，钻井平台17还包括选择器和压力控制管汇59，其连接至双层管2的顶端，且连接至该气体注入系统19、该压井液供应和阻流系统58和钻井液分离器18，从而使得双层管2可选择地连接至该气体注入系统19、该压井液供应和阻流系统58或该钻井液分离器18。通过选择器和压力控制管汇59的操作，使得双层管2能够在上述三个功能之间进行切换。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图2所示，无隔水管水下防喷器15包括主级控制系统56和次级控制系统55。该主级控制系统56基于来自钻井平台17的声音信号而控制扣紧密封闸板51、剪切闸板50和闸板阀模块16。该次级控制系统55通过水下机器人能够操作的次级控制面板551而控制扣紧密封闸板51、剪切闸板50和闸板阀模块16。通过两级控制，能够增大对无隔水管水下防喷器15的控制的可靠性。

此外，如图2所示，无隔水管水下防喷器15还包括：防喷器控制流体蓄能器57，其用于存储和供应主级控制系统56和次级控制系统55所需的驱动流体。如图2所示，该防喷器控制流体蓄能器57包括蓄能器补充管线64，其被构造为：当有需要时用于向防喷器控制流体蓄能器57补充驱动流体；其中，该蓄能器补充管线64被连接至终端模块9，以从终端模块9接收驱动流体。通过设置该防喷器控制流体蓄能器57，能够保证不会中断对无隔水管水下防喷器15的控制。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图4、5、6、7和8所示，终端模块9包括可拆卸地连接在一起的第一部分23和第二部分24，该第一部分23连接至双层管2的下端，且该第二部分24通过第一柔性管道10连接至钻井液体积控制器14，且通过第二柔性管道12连接至无隔水管水下防喷器15，其中该第一柔性管道10和第二柔性管道12均位于终端模块9的外部。在本公开中，第一柔性管道10也称为低压钻井液回流管线，其主要用在钻孔内的压力正常的情况下，用于返回低压钻井液。第二柔性管道12也称为高压压井管线，其主要用在钻孔超压失控的第一种和第二种情况下。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图2所示，终端模块9连接到双层管2下端，采用挠性接头48来吸收钻井液返回用双层管2和终端模块9之间的应力。如图1所示，终端模块9被悬挂吊在海中移动的浮式钻井平台17底部的海里。钻井液回流管线1还包括一条从万向基盘45的操作区域悬吊下来固定夹在管线上的控制和电源脐带缆60。该控制和电源脐带缆60用于为终端模块9的功能操作提供电源和控制信号。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图2所示，无隔水管水下防喷器15还包括上压井阀进口53，其连接在第二柔性管道12和该剪切闸板50之间；以及下压井阀进口52，其连接在第二柔性管道12和该扣紧密封闸板51，插扣连接头44，该插扣连接头44的一端连接至上压井阀进口53和下压井阀进口52两者。第二柔性管道12通过水下机器人而插入到该插扣连接头44的与该一端相对的另一端，从而连接至上压井阀进口53和下压井阀进口52两者。通过使用两个压井阀进口，能够使得压井液更加顺畅地进入到钻孔40中。

在本公开中，一条柔性管道10通过水下机器人的操作将柔性管接头43连接到无隔水管水下防喷器15(如图2所示)。柔性管道10的另一端安装在终端模块9的第二部分24上。此外，在无隔水管水下防喷器15和终端模块的第二部分24之间连接有第二柔性管道12，通过水下机器人操作将第二柔性管道12的一端插入位于无隔水管水下防喷器15上的插扣连接头44(如图2所示)。第二柔性管道12的另外一端安装在终端模块的第二部分24上。浮式钻井船17的升沉和移动都会对下面的钻井系统造成影响，但是在本公开中，由于第一柔性管道10和第二柔性管道20都被设置为柔性的管道，因此这些柔性管道10和20的弯曲和伸展能够可靠地消除这些影响，因此优于使用刚性管道的情况。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图4、5、6、7和8所示，第一部分23和第二部分24通过紧急断开系统25可拆卸地连接在一起。设置该紧急断开系统25是非常有必要的，因为在大海中经常出现在不适宜作业的恶劣天气，例如海底地震、火山、台风和剧烈洋流运动等，此外钻孔平台17有时也需要紧急地离开钻井现场。该紧急断开系统25被构造为在这些恶劣天气下或钻井平台17需要紧急撤离的情况下使得该第一部分23和该第二部分24能够分离。在紧急断开的情况下，虽然钻井液回流系统1和终端模块的第一部分23随着浮式钻井平台17一起离开钻孔40，但是终端模块的第二部分24和无隔水管水下防喷器15保持连接，因此便于后续的第二部分24的定位和重新连接功能。在根据本公开的一个示例性实施例中，如图4所示，该第二部分24设置有浮力块46，该浮力块46被构造为：在执行紧急断开后，将保持紧急断开系统25处于水平状态，以便该第一部分23能够更加容易地重新连接到该第二部分24。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图5所示，终端模块9的第一管线6包括设置在第一部分23中的钻井液转移泵28和钻井液控制阀29，以及第一柔性管道10，该第一柔性管道10也称为低压钻井液回流管线。钻井液控制阀29连接在钻井液转移泵28和双层管2的环形空间5之间，其能够打开或关闭以导通或阻断第一管线6。可选地，如图5所示，在双层管2上设置有钻井液输入端36，第一管线6的一端因此连接到该钻井液输入端36，从而能够将钻井液输入到环形空间5中。钻井液转移泵28安装在钻井液控制阀29和第一柔性管道10之间，且被构造为在该钻井液控制阀29打开以导通第一管线6的状态下通过该第一柔性管道10从钻井液体积控制器14中抽吸钻井液。

在一个示例性实施例中，如图1所示，钻井液体积控制器14包括开放式的且与海水39连通的低压钻井液容纳空间38，低压钻井液与海水39在接触面37处分界。钻井液体积控制器14包括一个开放式的容纳空间38。在钻孔40内的压力正常的情况下，所抽取的钻井液为低压钻井液，其通过无隔水管水下防喷器15而被收集在钻井液体积控制器14的容纳空间38(如图1所示)中。低压钻井液能够位于容纳空间38的底部，海水39位于容纳空间38的上部，且两者能够在接触面37处分界。基于测量接触面37的液位的液位传感器381而控制该钻井液转移泵28的转速，使得接触面37维持在一定的范围内，最好维持在一个固定的液位，以使得海水39不会被抽吸到第一管线6或第一柔性管道10中。

终端模块9的第一管线6还包括设置在该第一部分23中的钻井液管线压力控制器33。该钻井液管线压力控制器33连接在该钻井液控制阀29和该钻井液转移泵28之间，且被构造为将从该钻井液转移泵28的出口流出的钻井液的压力保持为高于海水静水压力，从而避免因为u型管效应导致海水从所述钻井液体积控制器吸入所述钻井液回流系统1中。

由于高压气体注入系统19供应的高压空气通过内层管3和压力和体积调节器35(如图5-8所示)被注入到环形空间5中，此时环形空间5内的混合的气体钻井液的压力处于欠平衡，也就是，在该环形空间5中的混合的气体-钻井液的压力低于对应的海水压力时，若未设置该钻井液管线压力控制器33，海水会因为u型管效应侵入钻井液返回系统1中。然而，在设置该钻井液管线压力控制器33之后，它能够将钻井液转移泵28的出口的压力保持为高于海水静水压力39(如图1所示)，因此能够避免因为u型管效应导致海水从钻井液体积控制器14吸入钻井液回流系统1中。

在终端模块9中，第一管线6主要用于将来自钻孔40中的低压钻井液输送到环形空间5中，如何将该低压钻井液输送到钻井平台17中则需要第二管线7的协作。在下文中，将详细说明第二管线7的组成。终端模块9的第二管线7包括设置在该第一部分23中的旁通管线21，该旁通管线21连接在内层管3中的内部空间与环形空间5之间。旁通阀32设置在该旁通管线21中且其能够打开或关闭以导通或阻断第二管线7。通过上文高压气体注入系统19向第二管线7中通入高压气体，从而高压气体能够进入到环形空间5中，以与通过第一管线6进入到环形空间5中的低压钻井液进行混合，从而将混合物压回到钻井平台17上。

在根据本公开的一个示例性实施例中，如图5所示，终端模块9的第三管线8包括设置在该第一部分23中的压井管线控制阀31，模块内压井管线34以及第二柔性管道12。该压井管线控制阀31连接在内层管3和模块内压井管线34之间，其能够打开或关闭以导通或阻断第三管线8，且模块内压井管线34连接到第二柔性管道12。在第三管线8导通的情况下，压井液能够从钻井平台17供给到无隔水管水下防喷器15，或者钻井液能够从钻孔40中返回到钻井平台17。例如，在钻孔超压失控的第一种情况下，较高压钻井液能够通过该第三管线8从钻孔40中返回到钻井平台17。在钻孔超压失控的第二种情况下，高压的压井液能够通过该第三管线8从钻井平台17供给到无隔水管水下防喷器15，进一步被供给到钻孔40中，以将过多的液体或气体压入到地层中，恢复钻孔中的压力控制而继续进行作业。

终端模块9的第三管线8还包括设置在该第一部分23中的压井管线压力控制器27，该压井管线压力控制器27设置在模块内压井管线34上。设置该压井管线压力控制器27是非常必要的，其被构造为控制从钻井平台17通过无隔水管水下防喷器15泵入到钻孔40中的压井液的压力和体积，以及从钻孔40中返回到钻井平台17的钻井液的压力和体积。压井管线压力控制器27是本公开配备的一个重要部件，特别是在深水中使用，当钻孔40中的压力失控时，例如出现钻孔超压失控的第一种和第二种情况时，无隔水管水下防喷器15抱死钻杆42以及甚至切断钻杆42，从而密封钻孔40以与外界的海水不再连通，需要适当调节压井管线压力控制器27，使得高压压井液能够顺利地进入到处于高压下的钻孔40中，且在另一种情况下，还能够使得从钻孔40中排出的钻井液能够返回到钻井平台17。

在本公开的一个示例性实施例中，如图1所示，该钻井系统还包括钻井基盘41，该钻井基盘41安装在钻孔40的井口。水下无隔水管防喷器15还配有井口头连接器49，该井口头连接器49能够连接到钻井基盘41。该井口头连接器49的所有的部件都被安装在框架模块内，以作为浮式钻进平台17的无隔水管水下防喷器15系统的补充。钻井液体积控制器14和该钻井液回流系统1被构造为：在安装无隔水管水下防喷器15之前，作为一个闭环钻井液回流系统，以用于钻孔40表层井段的钻井操作和固井操作。在将无隔水管水下防喷器15安装在该钻井基盘41上且将钻井液体积控制器14安装到无隔水管水下防喷器15之上之后，针对钻孔40的剩下井段进行无隔水管钻孔和钻井液返回操作。通过上述的分段操作，能够在地层环境更复杂的情况下，应用无隔水管水下防喷器15，从而对各种突发情况，做出应变。

在根据本公开的一个示例性实施例中，该第一部分23还包括在压力和体积调节器35，其被构造为控制被注入环形空间5中的低压钻井液内的高压气体的体积和压力，以便低压钻井液能够提升至钻井平台17。该压力和体积调节器35能够在双层管2和终端模块9执行第一功能时，进行压力补偿。

在根据本公开的一个示例性实施例中，该旁通管线21还被构造为使得来自钻井平台17的钻井液在钻井平台17和内层管3之间循环流动。如果该气体注入系统19出现空气注入故障时，那么将造成空气-钻井液混合物的钻井岩屑沉淀在环形空间5中。在这种情况下，通过关闭该压井管线控制阀31和该钻井液控制阀29以及打开该旁通阀32，来自钻井平台17的钻井液能够从内层管3注入且流动到环形空间5中，以冲走钻井岩屑沉淀，以实现该钻井液的循环流动。

本领域的技术人员可以理解，上面所描述的实施例都是示例性的，并且本领域的技术人员可以对其进行改进，各种实施例中所描述的结构在不发生结构或者原理方面的冲突的情况下可以进行自由组合。

虽然结合附图对本公开进行了说明，但是附图中公开的实施例旨在对本公开优选实施方式进行示例性说明，而不能理解为对本公开的一种限制。

虽然本总体发明构思的一些实施例已被显示和说明，本领域普通技术人员将理解，在不背离本总体发明构思的原则和精神的情况下，可对这些实施例做出改变，本公开的范围以权利要求和它们的等同物限定。

应注意，措词“包括”不排除其它元件或步骤，措词“一”或“一个”不排除多个。另外，权利要求的任何元件标号不应理解为限制本公开的范围。