使用双管钻柱的井筒钻井的制作方法
【专利说明】使用双管钻柱的井筒钻井
[0001]优先权
[0002]本申请是2013年5月6日申请的标题为“METHOD AND SYSTEM FOR SUBSEARISERLESS DRILLING”的美国临时专利申请第61/820，059号的国际申请，并且要求其优先权，其公开的完整内容以引用的方式并入本文中。
技术领域
[0003]本公开大致涉及油田设备，且尤其涉及钻井系统，和用于在地表中钻井筒的钻井技术。更具体地，本公开部分涉及海上钻井技术和系统。
[0004]发明背景
[0005]本领域中已知各种钻井方法和系统。多数配置使用旋转钻头，所述旋转钻头由钻柱承载并且在井筒中传送，所述钻柱接着由位于井筒上方的钻机承载。钻头可通过钻柱旋转，且钻柱也可包括用于旋转钻头的井底组合件井下旋转电动机的部分。
[0006]钻柱大体上由钻管的个别立根组成，所述个别立根在钻头行进至地表中时组装。钻井流体通过钻柱被栗至钻头，且被引导出钻头中的喷嘴以冷却钻头且移除地层岩肩。钻井流体也可用于提供液压动力至井下工具的目的，诸如位于用于旋转钻头的井底组合件(BHA)中的泥浆电动机。废钻井流体和夹带的地层岩肩从井筒的底部被压出，且被向上带动穿过存在于钻柱与井筒壁之间的环空。
[0007]在钻海上油井的情况下，钻机定位在水表面上方，大致在井筒上方。隔水管通常被提供在钻机与海底处的井筒之间以允许钻柱被方便地下钻至井筒中且从井筒中起钻。隔水管也提供环形井筒流径的延伸部用于使钻井流体和岩肩返回至钻机用于处理和再使用。
[0008]最新开发的钻井方法和系统可用同轴双管钻柱取代高产的单管钻柱。同轴双管钻柱具有固定在外管内的内管，由此界定内管内的内流道且界定在内管与外管之间的环形区域内的外流道。
[0009]在这种配置中，钻井流体可经由外流道被供应至钻头，且充满地层岩肩的返回钻井流体可经由内流道从钻井移除。单个转向口可被提供在钻柱的末端处，通常在BHA (若供应)的刚好井口位置上，其将内流径流体连接至井筒，由此允许井筒底部处的废钻井流体再次进入钻柱且经由内流道返回井口。
[0010]如已大致描述般的双管钻柱的使用包括用于返回钻井流体流的流道并且可提供优于使用单管钻柱的钻井的数个优点。在特定海上条件下，这样一种系统可免除部署钻井隔水管的需要，前提是建立海水与井筒环空之间的替代阻挡层。返回流道使井筒无地层岩肩。改进的钻孔清洁导致较短停工期。最后，由于整个井筒环空不再形成用于钻井流体循环的流径，所以井筒环空内的流体是实质上静态的，这对于用于管控井筒压力的特定技术而言可能是较佳的。
[0011]附图简述
[0012]下文参考附图详细描述实施方案，其中:
[0013]图1是根据实施方案的无隔水管双管钻柱钻井系统的横截面的正视图，其示出从海上平台延伸至海底处的井口和水下防喷器组和相关支撑组件；
[0014]图2是概括用于远程替换图1的钻井系统的旋转控制装置的密封组合件的根据实施方案的方法的步骤的流程图；
[0015]图3是图1的旋转控制装置的正视图，其中纵向四分之一被剖开以揭示内部结构，其示出可移除密封组合件和润滑流径的细节；
[0016]图4是用于将密封组合件可移除地连接至旋转控制装置的外壳的图3的旋转控制装置的夹具的平面图；
[0017]图5是根据实施方案的双管钻柱钻井系统10的部分横截面的正视图；
[0018]图6是根据实施方案的在转向口上向下看的沿着图7的线6-6取得的双管钻柱的横截面；
[0019]图7是图6的转向口的轴向横截面，其示出被配置用于远程、独立操作的阀门组合件和致动器；
[0020]图8是图5的双管钻柱的一部分的轴向横截面，其示出定位在内部流道内且定位在开放位置中的止回阀组合件；和
[0021]图9是图8的双管钻柱和止回阀组合件的轴向横截面，其示出处于关闭位置中的止回阀组合件。
【具体实施方式】
[0022]上述公开可在各种实例中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和简明的目的，且本身不规定所讨论的各种实施方案和/或构造之间的关系。此外，空间相对术语，诸如“下方”、“之下”、“下部”、“上方”、“上部”、“井口”、“井下”、“上游”、“下游”和类似术语可为了方便描述而在本文中用于描述如图中所示的关系。空间相对术语旨在涵盖除图中描绘的定向以外的使用中或操作中的设备的不同定向。
[0023]图1是根据实施方案的无隔水管双管钻柱钻井系统10的部分横截面的正视图。参考图1，钻井系统10包括钻机14，所述钻机14可包括转盘15、顶部驱动单元16、绞车17和在地表中钻井筒所需的其它设备。
[0024]在图1的实施方案中，钻井系统10包括位于水体11的表面的海上平台19。海上平台19可为例如张力腿平台、柱体式平台、半潜式平台或钻井船。在其它实施方案中，本公开的钻井系统可位于陆地上。
[0025]钻机14可大致位于井口 20上方，在图1的海上配置的情况下，所述井口 20位于水体11的海底处。钻机14悬挂同心双管钻柱12，所述同心双管钻柱12向下延伸穿过水体11，穿过穿透井口 20形成的通道30，且延伸至被钻的井筒32中。井筒32壁与双管钻柱12的外壁之间的环形区域界定井筒环空34。
[0026]井口 20理想地承载防喷器(BOP)组21，所述防喷器(BOP)组21可包括例如，闸板BOP 22、24和环形BOP 26。BOP 22、24、26包括用于容纳钻柱12的轴向通道23，且配置有闭合装置，诸如剪切式、全封闭或管式闸板(在闸板BOP 22、24的情况下)或弹性体封隔器(在环状BOP 26的情况下)以在紧急情况下关闭井筒32。BOP控制盒28可位于井口 20附近(例如在海底)用于BOP组21的冗余致动。液压阻流管线27和压井管线29也被理想地提供至BOP组21用于紧急井压控制。
[0027]旋转控制装置(RCD) 40 (也被技术人员称作旋转控制头、旋转防喷器或旋转转向器)承载在BOP组21的顶部。RCD 40具有外壳41，所述外壳41具有穿透其中形成的用于容纳钻柱12的轴向通道42。如下文参考图3更详细讨论，RCD 40包括可旋转密封组合件43，所述可旋转密封组合件43可例如包括一个或更多个弹性体密封元件和轴承组合件。密封组合件43形成钻柱12的外壁与外壳41之间的动态密封，由此将井筒环空34与水体11流体隔离，同时允许钻柱12轴向平移和旋转。RCD 40可为主动或被动型装置，且它也可采用环形BOP的形式。
[0028]水下液压生产单元(HPU) 50也被提供在海底上，邻近RCD 40。HPU 50经由一个或更多个润滑管道52流体耦合至RCD 40以选择性地提供液压润滑至RCD 40的密封元件正上方和/或正下方的密封组合件43和/或钻柱12的外部。具体地，可在钻柱12被下钻至井筒32中(包括钻井操作)时，通过在密封元件的顶部上或附近提供润滑剂以及在钻柱12从井筒32起钻时在密封元件的底部上或附近提供润滑剂而实现适当的润滑。HPU 50可为闭合的循环系统，或它可能是例如，冒口润滑系统。
[0029]在一个或更多个实施方案中，从水体11供应的海水可被用作用于冷却和润滑RCD密封组合件43的润滑剂。如果需要额外润滑性，那么它可通过使用替代的润滑流体或将海水与适当的添加剂(诸如环保清洁剂)混合而提供。这样一种添加剂或润滑剂可通过馈给管线53从水体11的表面或位于海底的罐54供应给HPU 50。
[0030]RCD 40的密封元件可为在钻井操作期间需替换的消耗品。因此，密封组合件43被优选地设计为可从外壳42移除，且由钻柱12带至水体11的表面或从水体11的表面带回。可移除夹具44抵抗井筒环空34的流体压力将密封组合件43固定在RCD外壳42内的适当位置或抵着RCD外壳42固定。夹具44可包括可远程操作的致动器45。在一个或更多个实施方案中，HPU 50可选择性地操作RCD夹具44的致动器45。例如，致动器45可为液压活塞-气缸组合件或液压电动机，且HPU 50可经由液压管道55流体耦合至致动器45。
[0031]图2是概括用于替换密封组合件43的方法150的步骤的流程图。参考图1和图2，在步骤152中，钻柱12通过钻机14抬高直至承载在钻柱12的末端处的钻头212 (图5)位于闭合装置(即，BOP组21的闸板和/或环形封隔器)上方。
[0032]钻柱12可包括在其末端上的BHA 210 (图5)，所述BHA 210具有比密封组合件43的内径大的外径。因此，密封组合件43可通过跨坐在BHA的顶部而接合且被带至钻机14 (并且带回)。但是，如果它具有足够大的外径，那么由钻柱12承载的任何运送构件(包括钻铤、接头或简单地钻头212 (图5))可替代BHA用于接合并且运送密封组合件43。
[0033]管状间隔件60可根据需要被提供在BOP组21与RCD 40之间以在步骤154中容纳BHA在最上方BOP井筒闭合装置(例如，全封闭闸板)与RCD 40的密封元件的最下方部分之间的长度。额外结构支撑件61可被提供为与管状间隔件60对准以承载并且加固RCD40 ο