BR112012026312B1

BR112012026312B1 - EXPLOSION PROTECTOR SET (BOP, BLOWOUT PREVENTER)

Info

Publication number: BR112012026312B1
Application number: BR112012026312-9A
Authority: BR
Inventors: Leuchtenberg Christian; Macgregor Alexander John
Original assignee: Managed Pressure Operations Pte. Limited.
Priority date: 2010-04-13
Filing date: 2011-04-13
Publication date: 2023-05-30

Abstract

CONJUNTO PROTETOR CONTRA EXPLOSÕES (BOP blowout preventer). A invenção refere-se a um conjunto protetor contra explosões (BOP, blowout preventer) compreendendo um protetor anelar contra explosões (10,110) apresentando uma unidade de empanque anelar (16,116) e um acionador (24,124) operável para reduzir o diâmetro interno da unidade de empanque anelar (16, 116), onde o conjunto compreende adicionalmente uma luva de drenagem (300,500) apresentando uma luva elastomérica tubular (304,506) a qual, em uso, é posicionada genericamente no centro da unidade de empanque (16,116) de tal forma que a unidade de empanque (16,116) circunda pelo menos uma parte da luva elastomérica (304,506).BOP blowout preventer ASSEMBLY. The invention relates to a blowout preventer assembly (BOP) comprising an annular explosion protector (10,110) having an annular packing unit (16,116) and an actuator (24,124) operable to reduce the internal diameter of the annular packing assembly (16, 116), where the assembly further comprises a drain sleeve (300,500) having a tubular elastomeric sleeve (30 4,506) which, in use, is positioned generally in the center of the packing unit (16,116) such that the packing unit (16,116) surrounds at least a portion of the elastomeric sleeve (304,506).

Description

BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of Invention

As realizações descritas aqui se referem genericamente a protetores contra explosões anelares (BOP blowout preventer) utilizados na indústria de petróleo e gás. Especificamente, as realizações selecionadas referem-se a um novo tipo de luva de drenagem (“stripping”) recuperável para uso com um protetor contra explosões anelar ou dispositivo similar. “Drenagem” é definida como o ato de empurrar ou puxar um tubo através de um elemento BOP anelar sob pressão ou sem pressão com o elemento de drenagem fechado em tomo do tubo.The embodiments described herein refer generally to BOP blowout preventers used in the oil and gas industry. Specifically, selected achievements relate to a new type of retrievable stripping sleeve for use with an annular explosion protector or similar device. “Draining” is defined as pushing or pulling a tube through an annular BOP element under pressure or without pressure with the drain element closed around the tube.

2. State of the Art

Controle de poço é um aspecto importante na exploração de petróleo e gás. Quando da perfuração de um poço, por exemplo, na exploração de petróleo e gás, dispositivos de segurança devem ser colocados no local para prevenir lesões no pessoal e danos ao equipamento resultantes de eventos inesperados associados com as atividades de perfuração.Well control is an important aspect of oil and gas exploration. When drilling a well, for example in oil and gas exploration, safety devices should be in place to prevent injury to personnel and damage to equipment resulting from unexpected events associated with drilling activities.

A perfuração de poços na exploração de petróleo e gás envolve a penetração de uma variedade de estruturas geológicas abaixo da superfície, ou “camadas”. Ocasionalmente, um poço penetra uma camada apresentando uma pressão de formação substancialmente mais alta que a pressão mantida no poço. Quando isto ocorre, o poço é dito ter “levado um chute ou golpe”. O aumento de pressão associado com o chute é geralmente produzido por um influxo de fluidos de formação (que pode ser um líquido, um gás, ou uma combinação destes) no orifício do poço. O chute ou golpe de pressão relativamente alto tende a se propagar a partir de um ponto de entrada no orifício do poço então para cima (a partir da região de alta pressão para uma região de baixa pressão). Se o chute for deixado alcançar a superfície, o fluido de perfuração, as ferramentas de poço, e outras estruturas de perfuração podem se romper no orifício do poço. Estas “rupturas” podem resultar em destruição catastrófica do equipamento de perfuração (incluindo, por exemplo, a plataforma de perfuração) e lesões ou mortes substanciais do pessoal da plataforma.Drilling wells in oil and gas exploration involves penetrating a variety of subsurface geological structures, or “layers”. Occasionally, a well penetrates a layer having a formation pressure substantially higher than the pressure maintained in the well. When this occurs, the well is said to have "been kicked or hit". The pressure increase associated with the chute is usually produced by an influx of formation fluids (which may be a liquid, a gas, or a combination thereof) into the wellbore. The relatively high pressure kick or blow tends to propagate from a wellbore entry point then upwards (from the high pressure region to a low pressure region). If the chute is allowed to reach the surface, drilling fluid, downhole tools, and other drilling structures can break off in the wellbore. These “ruptures” can result in catastrophic destruction of drilling equipment (including, for example, the drilling rig) and substantial injury or death to rig personnel.

Tendo em vista o risco de explosões, protetores contra explosões (“BOPs”) são tipicamente instalados na superfície ou no leito do mar em disposições de perfuração em água profunda para efetivamente vedar um orifício de poço até que medidas ativas possam ser tomadas para controlar o chute. Os BOPs podem ser ativados de tal forma que os chutes são adequadamente controlados e “contornados” no sistema. Existem vários tipos de protetores contra explosões, um tipo comum dos quais é um protetor contra explosões .In view of the risk of explosions, blowout protectors (“BOPs”) are typically installed on the surface or seabed in deepwater drilling arrangements to effectively seal off a wellbore until active measures can be taken to control the chute. BOPs can be activated in such a way that kicks are properly controlled and “bypassed” the system. There are several types of blast protectors, a common type of which is a blast protector.

BOPs anelares tipicamente compreendem “unidades de empanque” anelares elastoméricas que podem ser ativadas para encapsular a tubulação de perfuração e as ferramentas de poço de maneira a vedar completamente um orifício de poço. Em situações em que nenhuma tubulação de perfuração ou ferramenta de poço está dentro do orifício ou passagem central da unidade de empanque, a unidade de empanque pode ser comprimida em extensão tal que o orifício ou passagem central fica inteiramente fechado, atuando como uma válvula no orifício de poço. Tipicamente, as unidades de empanques são utilizadas no caso de vedação em tomo de uma tubulação de perfuração, na qual a unidade de empanque pode ser rapidamente comprimida, ou manualmente ou automaticamente, para realizar a vedação em tomo da tubulação de maneira a prevenir a ruptura do poço.Annular BOPs typically comprise elastomeric annular “seal units” that can be activated to encapsulate drill pipe and downhole tools in such a way as to completely seal a wellbore. In situations where no drill pipe or downhole tool is within the center bore or passage of the packing unit, the packing unit can be compressed to such an extent that the center hole or passage is entirely closed, acting as a valve in the well bore. Typically, packing units are used in the case of sealing around a drill pipe, in which case the packing unit can be rapidly compressed, either manually or automatically, to seal around the pipe in order to prevent well blowout.

Um exemplo de um BOP anelar apresentando uma unidade de empanque é descrito na patente US 2.609.836, (“Knox”) e incorporada aqui como referência. A unidade de empanque inclui uma pluralidade de inserções metálicas incorporadas em um corpo elastomérico. As inserções metálicas são tipicamente espaçadas a distâncias circunferenciais iguais entre si em tomo de um eixo longitudinal da unidade de empanque. As inserções provêem suporte estrutural para o corpo elastomérico quando a unidade de empanque é comprimida radialmente de maneira a vedar contra a pressão no poço. Pela compressão da unidade de empanque em tomo de uma tubulação de perfuração, ou em si, para vedar contra a pressão do orifício do poço, o corpo elastomérico é espremido radialmente para dentro, fazendo com que as inserções metálicas também se desloquem radialmente para dentro.An example of an annular BOP having a packing unit is described in US Patent 2,609,836, ("Knox") and incorporated herein by reference. The packing unit includes a plurality of metallic inserts incorporated in an elastomeric body. The metal inserts are typically spaced equal circumferential distances apart around a longitudinal axis of the packing unit. The inserts provide structural support for the elastomeric body when the packing unit is compressed radially in order to seal against pressure in the wellbore. By compressing the packing unit around a drill pipe, or itself, to seal against wellbore pressure, the elastomeric body is squeezed radially inward, causing the metal inserts to also shift radially inward.

A Figura 1 mostra um exemplo de um BOP anelar (10) “do tipo cunha” do estado da técnica incluindo um alojamento (12). O BOP anelar (10) apresenta um orifício ou passagem central (14) se estendendo da parte de cima para a parte de baixo e é disposto em tomo de um eixo longitudinal. Uma unidade de empanque (16) é disposta dentro do BOP anelar (10) em tomo do eixo longitudinal (A). A unidade de empanque (16) inclui um corpo anelar elastomérico (18) e uma pluralidade de inserções metálicas (30). As inserções metálicas (30) são dispostas dentro do corpo anelar elastomérico (18) da unidade de empanque (16) e distribuídas a distâncias circunferenciais iguais entre si em tomo do eixo longitudinal (A). As inserções metálicas (30) cada uma compreendem um dedo superior (30a) e um dedo inferior (30b) unidos por uma placa estabilizadora metálica, o corpo elastomérico (18) ficando entre o dedo superior (30a) e o dedo inferior (30b). A unidade de empanque (16) inclui um orifício ou passagem central (20) genericamente concêntrico com o orifício ou passagem central (14) genérico do BOP (10).Figure 1 shows an example of a prior art "wedge-type" annular BOP (10) including a housing (12). The annular BOP (10) has a central hole or passage (14) extending from top to bottom and is arranged around a longitudinal axis. A packing unit (16) is arranged inside the annular BOP (10) around the longitudinal axis (A). The packing unit (16) includes an elastomeric annular body (18) and a plurality of metallic inserts (30). The metallic inserts (30) are arranged inside the elastomeric annular body (18) of the packing unit (16) and distributed at equal circumferential distances from one another around the longitudinal axis (A). The metallic inserts (30) each comprise an upper finger (30a) and a lower finger (30b) joined by a metallic stabilizing plate, the elastomeric body (18) lying between the upper finger (30a) and the lower finger (30b). The packing unit (16) includes a center hole or passage (20) generally concentric with the center hole or passage (14) generic of the BOP (10).

O BOP anelar (10) e acionado por fluido bombeado para uma câmara de pistão no alojamento (12) através de uma primeira porta (22). O fluido aplica pressão em um pistão (24), que desloca o pistão (24) para cima. Conforme o pistão (24) se desloca para cima, o pistão (24) exerce uma força sobre a unidade de empanque (16) por meio de uma face em cunha (26). A força exercida sobre a unidade de empanque (16) a partir da face em cunha (26) é direcionada para cima na direção de um cabeçote removível (28) do BOP anelar (10), e para dentro na direção do eixo longitudinal (A) do BOP anelar (10). Tendo em vista que a unidade de empanque (16) é retida contra o cabeçote removível (28) do BOP anelar (10), a unidade de empanque (16) não é deslocada para cima pela força exercida sobre a unidade de empanque (16) pelo pistão (24). O estado em relaxamento da unidade de empanque (16) é mostrado na Figura 2A.The annular BOP (10) is driven by fluid pumped into a piston chamber in the housing (12) through a first port (22). The fluid applies pressure to a piston (24), which moves the piston (24) upward. As the piston (24) moves upward, the piston (24) exerts a force on the packing unit (16) through a wedge face (26). The force exerted on the packing unit (16) from the wedge face (26) is directed upwards towards a removable head (28) of the annular BOP (10), and inwards towards the longitudinal axis (A) of the annular BOP (10). Since the packing unit (16) is retained against the removable head (28) of the annular BOP (10), the packing unit (16) is not displaced upwards by the force exerted on the packing unit (16) by the piston (24). The relaxed state of the packing unit (16) is shown in Figure 2A.

Entretanto, a unidade de empanque (16) não é deslocada para dentro pela força exercida pelo pistão (24), que comprime a unidade de empanque (16) na direção do eixo longitudinal do BOP anelar (10). No caso de uma tubulação de perfuração (32) ser localizada ao longo do eixo longitudinal (A), com compressão radial suficiente, a unidade de empanque (16) irá vedar em tomo da tubulação de perfuração (32) em uma “posição fechada”. A posição fechada é mostrada na Figura 2B. No caso de uma tubulação de perfuração não estar presente, a unidade de empanque (16), com compressão radial suficiente, irá vedar completamente o orifício ou passagem central (20). O BOP anelar (10) passa por um movimento reverso análogo quando o fluido é bombeado para a segunda porta (34) para a câmara de pistão (36) e é liberado a partir da primeira porta (22). O fluido exerce uma força para baixo sobre o pistão (24), de tal forma que a face em cunha (26) do pistão (24) permite que a unidade de empanque (16) se expanda radialmente para uma “posição aberta”. A posição aberta é mostrada na Figura 2A. Além disto, o cabeçote removível (28) do BOP anelar (10) aciona a unidade de empanque (16), de tal forma que a unidade de empanque (16) pode ser reparada ou alterada se necessário.However, the packing unit (16) is not displaced inwards by the force exerted by the piston (24), which compresses the packing unit (16) in the direction of the longitudinal axis of the annular BOP (10). In case a drill pipe (32) is located along the longitudinal axis (A), with sufficient radial compression, the packing unit (16) will seal around the drill pipe (32) in a "closed position". The closed position is shown in Figure 2B. In the event that a drill pipe is not present, the packing unit (16), with sufficient radial compression, will completely seal the bore or center passage (20). The annular BOP (10) undergoes an analogous reverse motion as fluid is pumped through the second port (34) into the piston chamber (36) and is released from the first port (22). The fluid exerts a downward force on the piston (24) such that the wedge face (26) of the piston (24) allows the packing unit (16) to expand radially to an "open position". The open position is shown in Figure 2A. Furthermore, the removable head (28) of the annular BOP (10) drives the packing unit (16), such that the packing unit (16) can be repaired or changed if necessary.

A Figura 3 é um exemplo de um BOP (110) do “tipo esférico” do estado da técnica disposto em tomo de um eixo longitudinal como descrito na patente US 3.667.721 (concedida para Vujasinovic e incorporada aqui como referência em sua totalidade). O BOP (110) esférico inclui um alojamento inferior (112) e um alojamento superior (128) acoplados entre si de forma separável por uma pluralidade de fusos (142). Tipicamente, o alojamento superior (128) apresenta uma superfície interna curva semi- esférica (144). Uma unidade de empanque (116) é disposta dentro do BOP esférico (110) em tomo do eixo longitudinal. A unidade de empanque (116) inclui um corpo anelar elastomérico (118) curvo e inserções metálicas (130) curvas para corresponder à superfície interna curva semi-esférica (118) do alojamento superior (128). As inserções metálicas (130) são então distribuídas a distâncias circunferenciais iguais entre si dentro do corpo anelar elastomérico (118) curvo. O BOP esférico (110) pode ser acionado por fluido, similarmente ao BOP anelar (10) da Figura 1, como descrito acima. As Figuras 4a e 4b mostram a posição aberta e a posição fechada, respectivamente, para a unidade de empanque (116) na tubulação de perfuração (32) para o BOP do tipo esférico.Figure 3 is an example of a prior art "spherical type" BOP (110) arranged about a longitudinal axis as described in US Patent 3,667,721 (assigned to Vujasinovic and incorporated herein by reference in its entirety). The spherical BOP (110) includes a lower housing (112) and an upper housing (128) detachably coupled together by a plurality of spindles (142). Typically, the upper housing (128) has a semi-spherical curved inner surface (144). A packing unit (116) is disposed within the spherical BOP (110) about the longitudinal axis. The packing unit (116) includes a curved elastomeric annular body (118) and metal inserts (130) curved to match the semi-spherical curved inner surface (118) of the upper housing (128). The metal inserts (130) are then distributed at equal circumferential distances from one another within the curved elastomeric annular body (118). The spherical BOP (110) is fluid actuated, similarly to the annular BOP (10) of Figure 1, as described above. Figures 4a and 4b show the open position and the closed position, respectively, for the packing unit (116) in the drill pipe (32) for the spherical type BOP.

Para todas as patentes citadas acima há uma característica de desenho comum no fato do elemento anelar estar em contato direto com a tubulação de perfuração (32) ou outro tubo sendo vedado. Isto produz uma vida limitada do elemento de empanque quando utilizado em operações de “drenagem”. O drenagem ocorre quando a tubulação é deslocada para dentro do orifício do poço ou para fora do orifício do poço sob condições pressurizadas de orifício de poço com o elemento espremido contra a tubulação de perfuração. Isto resulta em desgaste substancial quando o drenagem é feito por vários milhares de pés, por exemplo, quando se puxa a broca completamente do fundo. Este efeito de desgaste afeta a integridade e capacidade de vedação do elemento de empanque.For all patents cited above there is a common design feature in that the annular member is in direct contact with the drill pipe (32) or other pipe being sealed. This produces a limited life of the packing element when used in “drain” operations. Drainage occurs when tubing is driven into the borehole or out of the borehole under pressurized borehole conditions with the element squeezed against the drillpipe. This results in substantial wear when draining several thousand feet, for example, when pulling the drill all the way from the bottom. This wear effect affects the integrity and sealing ability of the packing element.

Para os desenhos de BOP anelares mostrados e todos os desenhos dos BOP anelares no mercado, é requerida a desmontagem do BOP anelar para se acessar o elemento e trocar por um novo elemento. Isto requer que o seja interrompido e no caso de reparo em BOPs anelares submarinos, pode resultar em tempo não produtivo substancial.For the annular BOP designs shown and all annular BOP designs on the market, disassembly of the annular BOP is required to access the element and exchange for a new element. This requires shutting down and in the case of repair on subsea ring BOPs, can result in substantial non-productive time.

De maneira a superar esta desvantagem substancial de desgaste e manutenção, ferramenta de isolamento recuperável (246) é proposta na patente US 6.450.262, a ferramenta de isolamento (246) sendo inserida no nível dos BOPs anelares previamente discutidos.In order to overcome this substantial disadvantage of wear and maintenance, retrievable isolation tool (246) is proposed in US patent 6,450,262, the isolation tool (246) being inserted at the level of previously discussed annular BOPs.

Na patente US 6.450.262, de acordo com suas realizações ilustradas e preferida, a ferramenta de isolamento, como mostrada na Figura 5 compreende um alojamento (248) adaptado para ser conectado como uma continuação inferior do tubo ascendente e apresentando um orifício genericamente central ou passagem (214) através do qual a tubulação de perfuração (32) pode se estender durante a perfuração do poço, um recesso anelar (250) em tomo da passagem genericamente central, e uma porta lateral (252) abaixo do recesso para a conexão da passagem genericamente central para uma linha de retomo de lodo se estendendo ao longo do tubo ascendente e levando para a superfície. Um conjunto de empanque de inserção (254) incluindo uma luva de material elastomérico (256) é adaptada para ser abaixada e elevada de uma posição aterrada na passagem genericamente central oposta a um acionador (258) dentro do recesso do alojamento (250) apresentando uma luva de material elastomérico (260) que, quando retraído, ocupa uma posição na qual o conjunto de empanque de inserção (260) pode ser removido, formando uma continuação do orifício ou passagem genericamente central, de tal forma a receber uma coluna de perfuração através de si. Quando o conjunto de empanque de inserção (254) está no local, a luva do acionador (258) responde ao suprimento de fluido de controle proveniente de uma fonte externa de maneira a acoplar e contrair a luva (256) do conjunto de empanque de inserção (254) em tomo da coluna de perfuração (32), de tal forma que o fluido de perfuração que flui para cima no anel entre o tubo ascendente e a coluna de perfuração (32) é direcionado para a porta lateral no alojamento a partir do orifício ou passagem genericamente central (214). Em resposta à saída de fluido de controle, a luva do conjunto de empanque de inserção (256) é liberada para se expandir para abrir completamente a passagem genericamente central e a inserção (254) para ser removida.In US patent 6,450,262, in accordance with its illustrated and preferred embodiments, the isolation tool as shown in Figure 5 comprises a housing (248) adapted to be connected as a lower continuation of the riser and having a generally central hole or passage (214) through which the drill pipe (32) may extend during well drilling, an annular recess (250) around the generally central passage, and a side port (252) below the recess for connecting the generally central passage to a sludge return line extending along the riser and leading to the surface. An insert packing assembly (254) including a sleeve of elastomeric material (256) is adapted to be lowered and raised from a grounded position in the generally central passage opposite a driver (258) within the recess of the housing (250) having a sleeve of elastomeric material (260) which, when retracted, occupies a position in which the insert packing assembly (260) can be removed, forming a continuation of the generally central hole or passage , in such a way as to receive a drill string through it. When the insert packing assembly (254) is in place, the driver sleeve (258) responds to the supply of control fluid from an external source in such a way as to engage and contract the sleeve (256) of the insert packing assembly (254) around the drill string (32) such that drilling fluid flowing upward in the annulus between the riser and drill string (32) is directed to the side port in the housing from the hole or generally central passage (214). In response to the outflow of control fluid, the packing insert sleeve (256) is released to expand to fully open the generally center passage and the insert (254) to be removed.

Também mostrado na Figura 5, é um conjunto de pinos ou fusos operados hidraulicamente (262) carregados pelo alojamento (248) de tal forma que, quando deslocados para dentro, provêem um ombro de apoio do orifício ou passagem genericamente central (214) do alojamento para posicionar o conjunto de empanque de inserção (254) em oposição ao acionador (258). Um segundo conjunto de pinos operados hidraulicamente (264) carregado pelo alojamento é adaptado para ser deslocado para uma ranhura anelar (266) em tomo do conjunto de empanque de inserção (254) para travar o conjunto de empanque de inserção no local de maneira a prevenir seu deslocamento para cima ou para baixo no orifício ou passagem genericamente central (214). Uma tensão para cima na coluna de perfuração (32) pode confirmar o travamento para baixo do conjunto de empanque de inserção (254). O anel entre o orifício ou passagem genericamente central (214) do alojamento e o conjunto de empanque de inserção (254) pode ser retirado por contração da luva do acionador (258) por meio da pressão do fluido suprida para o recesso (250) em tomo da luva para fechar em tomo da coluna de perfuração (32) de maneira a vedar o fluido do poço no anel acima e abaixo. A pressão é tal que permite que a coluna de perfuração e sua ferramenta se juntem para passar através de si enquanto que mantendo uma vedação (drenagem) em ambas as direções. O acionador (258) inclui também anéis metálicos (268) em ambas as extremidades da luva (260), cada uma portando um anel de vedação (não mostrado) em tomo de si de maneira a vedar o recesso (250) para manter o fluido de acionamento no recesso (250).Also shown in Figure 5 is a set of hydraulically operated pins or spindles (262) loaded by the housing (248) such that, when displaced inwardly, they provide a shoulder to support the generally central bore or passage (214) of the housing to position the insert packing assembly (254) opposite the driver (258). A second set of hydraulically operated pins (264) carried by the housing are adapted to be displaced into an annular groove (266) around the insert packing assembly (254) to lock the insert packing assembly in place to prevent displacement up or down in the generally central bore or passage (214). An upward tension on the drill string (32) can confirm the downward locking of the insert packing assembly (254). The ring between the generally central bore or passage (214) of the housing and the packing insert assembly (254) can be removed by contracting the driver sleeve (258) by means of fluid pressure supplied to the recess (250) around the sleeve to close around the drill string (32) so as to seal well fluid in the ring above and below. The pressure is such that it allows the drill string and its joint tool to pass through each other while maintaining a seal (drainage) in both directions. The driver (258) also includes metal rings (268) at both ends of the sleeve (260), each carrying a sealing ring (not shown) around it to seal the recess (250) to keep the drive fluid in the recess (250).

Esta patente propõe uma “inserção de empanque” recuperável que é um componente personalizado da “ferramenta de isolamento do tubo ascendente”. Um problema com esta solução é que requer uma instalação personalizada da ferramenta de isolamento do tubo ascendente que limita o uso desta inserção de empanque a este tipo de instalação submarina como descrita na patente.This patent proposes a retrievable “gasket insert” that is a custom component of the “rise pipe insulation tool”. A problem with this solution is that it requires a custom installation of the riser insulating tool which limits the use of this gasket insert to this type of subsea installation as described in the patent.

SUMMARY OF THE INVENTION

De acordo com um primeiro aspecto da invenção é provido um conjunto protetor contra explosões compreendendo um protetor contra explosões anelar que apresenta uma unidade de empanque anelar e um acionador operável para reduzir o diâmetro interno da unidade de empanque anelar, onde a conjunto compreende adicionalmente uma luva de drenagem apresentando uma luva elastomérica tubular, a qual em uso é posicionada genericamente central na unidade de empanque de tal forma que a unidade de empanque circunda pelo menos uma parte da luva elastomérica.According to a first aspect of the invention there is provided an explosion shield assembly comprising an annular explosion shield having an annular packing unit and an actuator operable to reduce the internal diameter of the annular packing unit, where the assembly further comprises a drain sleeve having a tubular elastomeric sleeve which in use is positioned generally centrally in the packing unit such that the packing unit surrounds at least a portion of the elastomeric sleeve.

Este desenho resulta em uma espessura de material elastomérico substancial disponível para o desgaste durante o uso operacional. Isto pode auxiliar na preservação da integridade do conjunto para operações normais, mas não no desgaste de seu elemento. A luva de drenagem é desta forma passível de desgaste e item descartável que necessita ser desenhada para ser facilmente inserida e removida da operação.This design results in a substantial elastomeric material thickness available for wear during operational use. This can help preserve the integrity of the assembly for normal operations, but not wear out your element. The drain sleeve is therefore a wearable and disposable item that needs to be designed to be easily inserted and removed from the operation.

O acionador pode compreender um pistão móvel genericamente em paralelo ao eixo longitudinal do conjunto pelo suprimento de fluido pressurizado para o protetor contra explosões .The actuator may comprise a piston movable generally parallel to the longitudinal axis of the assembly by supplying pressurized fluid to the explosion shield.

Vantajosamente, a luva de drenagem compreende adicionalmente duas partes de suporte anelares, a luva elastomérica sendo posicionada entre as duas partes de suporte. O diâmetro externo de cada uma das partes de suporte pode ser maior que o diâmetro externo da luva elastomérica. Neste caso, a unidade de empanque anelar pode compreender um corpo elastomérico e pelo menos uma inserção genericamente rígida, a inserção ficando pelo menos parcialmente entre as duas partes de suporte anelares quando a unidade de empanque anelar é acoplada com a luva elastomérica. Além disto, a unidade de empanque anelar pode compreender primeira e segunda inserções genericamente rígidas, possivelmente metálicas, o corpo elastomérico ficando entre a primeira e a segunda inserção e a primeira inserção ficando em uma primeira extremidade da unidade de empanque anelar adjacente a uma das partes de suporte e a segunda inserção ficando em uma segunda extremidade da unidade de empanque anelar adjacente à outra das partes de suporte, ambas as inserções ficando pelo menos parcialmente entre as duas partes de suporte quando a unidade de empanque está acoplada com a luva elastomérica.Advantageously, the drainage sleeve additionally comprises two annular support parts, the elastomeric sleeve being positioned between the two support parts. The outer diameter of each of the support parts may be greater than the outer diameter of the elastomeric sleeve. In this case, the annular packing unit may comprise an elastomeric body and at least one generally rigid insert, the insert lying at least partially between the two annular support parts when the annular packing unit is coupled with the elastomeric sleeve. Furthermore, the annular gasket unit may comprise first and second generally rigid, possibly metallic, inserts, the elastomeric body being between the first and second inserts and the first insert being at a first end of the annular gasket unit adjacent to one of the support parts and the second insert being at a second end of the annular gasket unit adjacent to the other of the support parts, both inserts being at least partially between the two support parts when the gasket unit is coupled with the sleeve elastomeric.

O diâmetro interno de cada uma das partes de suporte pode ser substancialmente o mesmo diâmetro interno da luva elastomérica.The inside diameter of each of the support parts can be substantially the same as the inside diameter of the elastomeric sleeve.

Cada parte de suporte pode ser provida com um ressalto circular que se estende até uma extremidade da luva elastomérica.Each support part may be provided with a circular shoulder extending to one end of the elastomeric sleeve.

Vantajosamente, o diâmetro externo máximo da luva de drenagem é menor que o diâmetro interno da unidade de empanque anelar quando a unidade de empanque não está acionada pelo acionador.Advantageously, the maximum outside diameter of the drain sleeve is smaller than the inside diameter of the annular packing unit when the packing unit is not driven by the driver.

Em virtude deste fato, é possível que a luva de drenagem não afete permanentemente o orifício do sistema ou a integridade do conjunto ou sua unidade de empanque. Além disto, a luva de drenagem pode ser adaptada facilmente a mais comum das configurações de orifício de poço em uso atualmente para a perfuração e pode ser facilmente colocada no orifício do poço para operações.Due to this fact, it is possible that the drain sleeve will not permanently affect the system bore or the integrity of the assembly or its packing unit. In addition, the drain sleeve can be easily adapted to the most common borehole configurations in use today for drilling and can be easily placed in the borehole for operations.

Em certas realizações da invenção, a luva de drenagem compreende adicionalmente um elemento de vedação polimérico que é disposto radialmente no interior da luva elastomérica. Neste caso, o elemento de vedação polimérico pode conter uma pluralidade de aberturas nas quais a luva elastomérica se estende.In certain embodiments of the invention, the drainage sleeve additionally comprises a polymeric sealing element which is disposed radially within the elastomeric sleeve. In this case, the polymeric sealing element can contain a plurality of openings into which the elastomeric sleeve extends.

De acordo com um segundo aspecto da, é provida um conjunto protetor contra explosões incluindo dois protetores contra explosões anelares e luvas de drenagem apresentando quaisquer das características definidas acima, onde os dois protetores contra explosões anelares são dispostos em tomo de uma passagem central comum e são deslocados longitudinalmente entre si ao longo da passagem central comum, e as duas luvas de drenagem são conectadas por meio de um conector tubular.According to a second aspect of there is provided a blast shield assembly including two annular blast shields and drain sleeves having any of the features defined above, wherein the two annular blast shields are disposed around a common center passageway and are displaced longitudinally relative to each other along the common center passageway, and the two drain sleeves are connected by means of a tubular connector.

Neste caso, as unidades de empanque e os acionadores dos protetores contra explosões anelares podem ser contidas em um alojamento que engloba a passagem central comum, havendo um duto provido no alojamento para conectar o volume da passagem central comum entre os dois protetores contra explosões anelares com o exterior do alojamento.In this case, the packing units and drivers of the annular explosion protectors may be contained in a housing that encompasses the common center passage, with a duct provided in the housing to connect the common center passage volume between the two annular explosion protectors with the exterior of the housing.

De acordo com um terceiro aspecto da invenção, é provido um método para a operação de um conjunto protetor contra explosões de acordo com o segundo aspecto da invenção, o conjunto sendo submetido a um fluido a uma primeira pressão em uma primeira extremidade do conjunto e a um fluido a uma segunda pressão em uma segunda extremidade do conjunto, o método compreendendo a conexão ao duto provido no alojamento de um fluido a uma terceira pressão, a terceira pressão sendo mais alta que a primeira pressão e mais baixa que a segunda pressão.According to a third aspect of the invention, there is provided a method for operating an explosion protective assembly according to the second aspect of the invention, the assembly being subjected to a fluid at a first pressure at a first end of the assembly and a fluid at a second pressure at a second end of the assembly, the method comprising connecting to the duct provided in the housing a fluid at a third pressure, the third pressure being higher than the first pressure and lower than the second pressure.

Isto faz uso do fato da experiência com protetores contra explosões (blowout preventer) anelares durante os anos mostrou que taxam mais baixas de desgaste dos elementos ocorrem com pressões de poço mais baixas. Desta forma, a pressão no orifício do poço pode ser escalonada de maneira a reduzir a queda de pressão global através de cada luva de drenagem. Isto pode ser aumentar adicionalmente a longevidade das luvas de drenagem. Tal sistema pode permitir também a detecção de vazamento de qualquer um dos elementos.This makes use of the fact that experience with annular blowout preventers over the years has shown that lower rates of element wear occur at lower well pressures. In this way, the pressure at the wellbore can be scaled in order to reduce the overall pressure drop across each drain sleeve. This can be additionally increase the longevity of drain sleeves. Such a system may also allow leak detection of any of the elements.

Tal método permite também o escalonamento através das uniões de ferramenta de diâmetro maior, na medida em que é bem conhecido de um especialista na técnica de drenagem que vazamentos são muito prováveis de ocorrer quando se drena com uma alteração no diâmetro do tubo. Tendo-se duas luvas de drenagem mais espaçadas que o comprimento total da união de ferramenta aumenta adicionalmente as propriedades de retenção de pressão do sistema descrito.Such a method also allows for scaling through larger diameter tool joints, as it is well known to one skilled in the draining art that leaks are very likely to occur when draining with a change in pipe diameter. Having two drain sleeves spaced further apart than the total length of the tool joint further increases the pressure retaining properties of the described system.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

A Figura 1 é uma vista em corte do protetor contra explosões do tipo cunha do estado da técnica.Figure 1 is a cross-sectional view of the prior art wedge-type explosion protector.

A Figura 2a é uma vista em seção transversal de uma parte da unidade de empanque do protetor contra explosões anelar do tipo cunha do estado da técnica na posição aberta.Figure 2a is a cross-sectional view of a portion of the prior art wedge-type annular explosion protector packing assembly in the open position.

A Figura 2b é uma vista em seção transversal de uma parte da unidade de empanque de um protetor contra explosões do tipo cunha do estado da técnica na posição fechada.Figure 2b is a cross-sectional view of a portion of the packing unit of a prior art wedge-type explosion protector in the closed position.

A Figura 3 é uma vista em corte de um protetor contra explosões do tipo esférico do estado da técnica.Figure 3 is a cross-sectional view of a prior art spherical type explosion protector.

A Figura 4a é uma vista em seção transversal de uma parte da unidade de empanque de um protetor contra explosões do tipo esférico do estado da técnica na posição aberta.Figure 4a is a cross-sectional view of a part of the packing unit of a prior art spherical type explosion protector in the open position.

A Figura 4b é uma vista em seção transversal da unidade de empanque de um protetor contra explosões esférico do estado da técnica na posição fechada.Figure 4b is a cross-sectional view of the packing unit of a prior art spherical explosion protector in the closed position.

A Figura 5 é uma vista em corte de uma ferramenta de isolamento de tubo ascendente do estado da técnica.Figure 5 is a cross-sectional view of a prior art riser insulating tool.

A Figura 6a é uma vista em perspectiva da luva de drenagem, de acordo com a invenção.Figure 6a is a perspective view of the drain sleeve according to the invention.

A Figura 6b é uma vista em seção transversal da luva de drenagem, mostrada na Figura 6a.Figure 6b is a cross-sectional view of the drain sleeve shown in Figure 6a.

A Figura 6c é uma vista plana da luva de drenagem, mostrada na Figura 6a.Figure 6c is a plan view of the drain sleeve shown in Figure 6a.

A Figura 7a é uma vista em seção transversal de uma parte da luva de drenagem mostrada na Figura 6a em uso com um protetor contra explosões do tipo cunha com a luva de drenagem oposta à unidade de empanque do protetor contra explosões na posição aberta.Figure 7a is a cross-sectional view of a portion of the drain sleeve shown in Figure 6a in use with a wedge-type explosion protector with the drain sleeve opposite the explosion protector packing unit in the open position.

A Figura 7b é uma vista em seção transversal de uma parte da luva de drenagem mostrada na Figura 6a em uso com um protetor contra explosões do tipo cunha com a luva de drenagem oposta à unidade de empanque do protetor contra explosões na posição fechada.Figure 7b is a cross-sectional view of a portion of the drain sleeve shown in Figure 6a in use with a wedge-type explosion protector with the drain sleeve opposite the explosion protector packing unit in the closed position.

A Figura 8a é uma vista em seção transversal da luva de drenagem mostrada na Figura 6a em uso com protetor contra explosões do tipo esférico com a luva de drenagem oposta à unidade de empanque do protetor contra explosões na posição aberta sem qualquer ferramenta de acionamento mostrada.Figure 8a is a cross-sectional view of the drain sleeve shown in Figure 6a in use with a spherical type explosion protector with the drain sleeve opposite the explosion protector packing unit in the open position without any actuating tools shown.

A Figura 8b é uma vista em seção transversal da luva de drenagem como mostrada na Figura 8a em uso com um protetor contra explosões do tipo esférico com a luva de drenagem mantida no local com o protetor contra explosões , sem qualquer pressão abaixo do conjunto.Figure 8b is a cross-sectional view of the drain sleeve as shown in Figure 8a in use with a spherical type explosion protector with the drain sleeve held in place with the explosion protector, without any pressure under the assembly.

A Figura 8c é uma vista em seção transversal da luva de drenagem como mostrada na Figura 8a em uso com um protetor contra explosões do tipo esférico com a luva de drenagem oposta ao protetor contra explosões na posição fechada com uma união de ferramenta sendo drenada.Figure 8c is a cross-sectional view of the drain sleeve as shown in Figure 8a in use with a spherical type explosion protector with the drain sleeve opposite the explosion protector in the closed position with a tool joint being drained.

A Figura 8d é uma vista em seção transversal da luva de drenagem como mostrada na Figura 8a em uso com um protetor contra explosões do tipo esférico com a luva de drenagem oposta ao protetor contra explosões em posição aberta com uma união de ferramenta drenada.Figure 8d is a cross-sectional view of the drain sleeve as shown in Figure 8a in use with a spherical type explosion protector with the drain sleeve opposite the explosion protector in the open position with a drained tool union.

A Figura 9a é uma ilustração da seção transversal longitudinal através da dimensão típica da luva de drenagem quando utilizada em uma instalação flutuante em alto mar com tubulação de perfuração de 6 5/8 polegadas nominal e um de tubo ascendente 21 polegadas com conjunto de 18 % polegadas.Figure 9a is a longitudinal cross-sectional illustration through the typical dimension of the drain sleeve when used on an offshore floating installation with 6 5/8 inch nominal drill pipe and a 21 inch riser with 18% inch assembly.

A Figura 9b é uma ilustração da seção transversal longitudinal através da dimensão típica de uma luva de drenagem quando utilizada em uma instalação fixa com tubulação de perfuração 5 polegadas nominal e conjunto de 13 5/8 polegadas.Figure 9b is a longitudinal cross-sectional illustration through the typical dimension of a drain sleeve when used in a fixed installation with nominal 5-inch drill pipe and 13 5/8-inch assembly.

A Figura 10a é uma vista em seção semi-transversal de uma ferramenta de acionamento/recuperação para a luva de drenagem mostrada nas Figuras 6a, 6b e 6c desenhada para ser utilizada em qualquer instalação.Figure 10a is a semi-cross-sectional view of an actuation/recovery tool for the drain sleeve shown in Figures 6a, 6b and 6c designed for use in any installation.

A Figura 10b é uma vista plana da ferramenta de acionamento/recuperação mostrada na Figura 10a.Figure 10b is a plan view of the actuation/recovery tool shown in Figure 10a.

A Figura 10c é uma vista em seção semi-transversal de um outro tipo de ferramenta de acionamento/recuperação para a luva de drenagem mostrada nas Figuras 6a, 6b e 6c desenhada para ser utilizada em qualquer instalação.Figure 10c is a semi-cross-sectional view of another type of actuation/recovery tool for the drain sleeve shown in Figures 6a, 6b and 6c designed for use in any installation.

A Figura lOd é uma vista plana da ferramenta de acionamento/recuperação mostrada na Figura 10c.Figure 10d is a plan view of the actuation/recovery tool shown in Figure 10c.

A Figura 11 a é uma vista em corte de um conjunto protetor contra explosões anelar dupla.Figure 11a is a cross-sectional view of a dual annular explosion protector assembly.

A Figura 11b é uma vista em corte de um conjunto de luva de drenagem dupla adequado para uso em um conjunto protetor contra explosões anelar mostrada na Figura 11a.Figure 11b is a cross-sectional view of a dual drain sleeve assembly suitable for use in an annular explosion protector assembly shown in Figure 11a.

A Figura 12a é uma vista em corte do conjunto do protetor contra explosões duplo com a luva de drenagem dupla instalada.Figure 12a is a cross-sectional view of the dual burst shield assembly with the dual drain sleeve installed.

As Figuras 12b, 12c e 12d mostram a seqüência de uma união de ferramenta passando através do conjunto de drenagem dupla mostrada na Figura 12a.Figures 12b, 12c and 12d show the sequence of a tool joint passing through the dual drain assembly shown in Figure 12a.

A Figura 13 mostra uma ilustração esquemática de um circuito de fluido utilizada para manter a pressão entre o conjunto protetor contra explosões dupla mostrada nas Figuras 12a-12d.Figure 13 shows a schematic illustration of a fluid circuit used to maintain pressure across the dual explosion protector assembly shown in Figures 12a-12d.

A Figura 14 é uma vista em perspectiva em corte de uma realização adicional da luva de drenagem dupla de acordo com a invenção.Figure 14 is a perspective cross-sectional view of a further embodiment of the dual drain sleeve according to the invention.

E a Figura 15 é uma vista em seção transversal longitudinal da luva de drenagem dupla mostrada na Figura 14 em uma pilha de protetores contra explosões compreendendo três protetores contra explosões anelares esféricos.And Figure 15 is a longitudinal cross-sectional view of the dual drain sleeve shown in Figure 14 in a stack of burst shields comprising three spherical annular burst shields.

DETAILED DESCRIPTION

Com referência às Figuras 6a, 6b e 6c, é mostrada uma luva de drenagem (300) compreendendo duas placas de suporte anelares (302) unidas por uma luva elastomérica (304). Os diâmetros externos das placas de suporte (302) são maiores que o diâmetro externo da luva elastomérica (304), embora ambas apresentem diâmetros internos substancialmente idênticos. Neste exemplo, as placas de suporte anelares (302) ambas incluem um ressalto circular ou flange (306) que se estende para dentro de uma ranhura correspondente provida em cada extremidade da luva elastomérica (304). Estes ressaltos (306) são preferivelmente feitos de aço e podem ser integrais com sua respectiva placa de suporte (302).With reference to Figures 6a, 6b and 6c, there is shown a drainage sleeve (300) comprising two annular support plates (302) joined by an elastomeric sleeve (304). The external diameters of the support plates (302) are greater than the external diameter of the elastomeric sleeve (304), although both have substantially identical internal diameters. In this example, the annular support plates (302) both include an annular shoulder or flange (306) that extends into a corresponding groove provided at each end of the elastomeric sleeve (304). These shoulders (306) are preferably made of steel and may be integral with their respective support plate (302).

A luva de drenagem (300) é desenhada para ser utilizada com qualquer tipo de protetor contra explosões (BOP) em uso comum e seu tamanho pode ser ajustado facilmente para se adaptar às configurações mais comuns utilizadas em instalações de perfuração fixas em alto mar e terrestres no tamanho nominal desenhado como BOP de 13 5/8 polegadas e para instalações de perfuração em alto mar flutuantes no tamanho nominal desenhado como BOP de 18 3/4 polegadas. Isto será descrito mais adiante.The Drain Sleeve (300) is designed to be used with any type of blast protector (BOP) in common use and its size can be easily adjusted to fit the most common configurations used in fixed offshore and onshore drilling rigs in the nominal designed 13 5/8 inch BOP size and for floating offshore drilling rigs in the nominal size designed as 18 3/4 inch BOP. This will be described later.

Obtendo-se a luva (304) de um material elastomérico similar aos elementos elastoméricos com placas de suporte (302) superiores e inferiores como mostrado nas Figuras 6a, 6b, e 6c, a luva de drenagem (300) pode ser mantida por qualquer um dos tipos comuns anelar.By obtaining the sleeve (304) of an elastomeric material similar to the elastomeric elements with upper and lower support plates (302) as shown in Figures 6a, 6b, and 6c, the drain sleeve (300) can be maintained by any of the common annular types.

A luva de drenagem (300) pode, por exemplo, ser utilizada em conjunto com um BOP anelar do tipo cunha tal como o descrito acima em relação à patente US 2.609.836 e mostrado nas Figuras 1, 2a e 2b. As Figuras 7a e 7b cada uma mostra uma ilustração esquemática da luva de drenagem (300) em uso em tal BOP (10), estas figuras que mostram apenas uma seção da coluna de perfuração (32), e um lado da unidade de empanque (16) do BOP (10), juntamente com a seção correspondente da luva de drenagem (300). A Figura 7a mostra o BOP (10) em sua posição aberta, enquanto a Figura 7b mostra o BOP (10) em sua posição fechada com a unidade de empanque (14) ativada de tal forma que é acoplada com a luva elastomérica (304) da luva de drenagem (300) e empurras a luva elastomérica (304) em acoplamento de vedação com a coluna de perfuração (32). Isto toma a luva de drenagem um tipo “ativo” de luva de drenagem significando que a força a ser aplicada para restringir o diâmetro interno da luva de drenagem em oposição ao tipo “passivo” que se baseia na elasticidade natural da luva de drenagem elastomérica juntamente com a pressão no orifício do poço de maneira a pressionar a luva em um acoplamento vedante com a coluna de perfuração (32).Drainage sleeve (300) can, for example, be used in conjunction with an annular wedge-type BOP such as that described above in connection with US patent 2,609,836 and shown in Figures 1, 2a and 2b. Figures 7a and 7b each show a schematic illustration of the drain sleeve (300) in use in such a BOP (10), these figures showing only a section of the drill string (32), and one side of the packing unit (16) of the BOP (10), together with the corresponding section of the drain sleeve (300). Figure 7a shows the BOP (10) in its open position, while Figure 7b shows the BOP (10) in its closed position with the packing unit (14) activated such that it is coupled with the elastomeric sleeve (304) of the drain sleeve (300) and pushes the elastomeric sleeve (304) into sealing engagement with the drill string (32). This makes the drain sleeve an "active" type of drain sleeve meaning the force to be applied to restrict the inside diameter of the drain sleeve as opposed to the "passive" type which relies on the natural elasticity of the elastomeric drain sleeve along with pressure in the borehole in order to press the sleeve into a sealing engagement with the drill string (32).

Como a unidade de empanque (16) é acionada em um movimento anelar horizontal para a posição fechada, como mostrado na Figura 7b, o corpo anelar elastomérico (18) da unidade de empanque (16) comprime e reduz no diâmetro interno, até que entre em contato com a luva elastomérica (304) da luva de drenagem (300). Então, quanto mais força é aplicada, a luva de drenagem (300) é constrita em diâmetro interno até acoplar com em tomo da coluna de perfuração (32) efetuando a vedação. Os dedos metálicos inferiores (30b) e os dedos metálicos superiores (30a) associados com a unidade de empanque (16) unidos pela placa metálica estabilizadora se deslocam para fechar qualquer espaço de extrusão do corpo elastomérico (18) da unidade de empanque. Deve ser observado que nesta posição o corpo elastomérico (18) da unidade de empanque (16) está em um estado muito menos estressado que o mostrado para operação usual que é mostrada na Figura 2B.As the packing unit (16) is driven in a horizontal annular motion into the closed position, as shown in Figure 7b, the elastomeric annular body (18) of the packing unit (16) compresses and reduces in the inside diameter until it comes into contact with the elastomeric sleeve (304) of the drain sleeve (300). Then, as more force is applied, the drain sleeve (300) is constricted in internal diameter until it engages with around the drill string (32) effecting the seal. The lower metal fingers (30b) and upper metal fingers (30a) associated with the packing unit (16) joined by the stabilizing metal plate move to close any extrusion gap of the elastomeric body (18) of the packing unit. It should be noted that in this position the elastomeric body (18) of the packing unit (16) is in a much less stressed state than that shown for usual operation which is shown in Figure 2B.

Nas Figuras 7a e 7b, a coluna de perfuração (32) é mostrada com a luva de drenagem (300) e a unidade de empanque (16) em oposição à união de ferramenta, isto é, um diâmetro externo aumentado da coluna de perfuração, para mostrar que, com o BOP (10) não ativado, isto é, em sua posição aberta, a luva de drenagem (300) fica completamente liberada do diâmetro externo máximo da coluna de perfuração (32).In Figures 7a and 7b, the drill string (32) is shown with the drain sleeve (300) and the packing unit (16) in opposition to the tool union, i.e. an increased outside diameter of the drill string, to show that with the BOP (10) not activated, i.e. in its open position, the drain sleeve (300) is completely freed from the maximum outside diameter of the drill string (32).

Os ressaltos de reforço anelares (306) no interior da luva de drenagem (300) manterão a parte inferior e a parte superior da luva de drenagem (300) com um diâmetro constante de maneira a evitar que a luva de drenagem (300) ultrapasse a unidade de empanque (16), conforme ocorre resistência à pressão por cima e por baixo. Desta forma, a unidade de empanque (16) pode ser desenhada para a aplicação combinada com a luva de drenagem (300) para assegurar que a extrusão não ocorra sob pressão assegurando que os dedos metálicos superiores (30a) e os dedos metálicos inferiores (30b) se sobreponham suficientemente aos ressaltos de reforço (306).The annular reinforcing shoulders (306) inside the drain sleeve (300) will maintain the bottom and top of the drain sleeve (300) at a constant diameter in order to prevent the drain sleeve (300) from overrunning the packing unit (16) as pressure resistance occurs from above and below. In this way, the packing unit (16) can be designed for combined application with the drain sleeve (300) to ensure that extrusion does not occur under pressure by ensuring that the upper metal fingers (30a) and the lower metal fingers (30b) sufficiently overlap the reinforcement shoulders (306).

A luva de drenagem (300) pode ser utilizada também em conjunto com um BOP anelar do tipo esférico (110) como ilustrado nas Figuras 8a 8b, 8c, e 8d. Estas mostram a luva de drenagem (300) em oposição ao corpo elastomérico (118) com a unidade de empanque (116) na posição aberta não sendo mostrada qualquer ferramenta de acionamento. A luva de drenagem (300) é novamente mostrada em oposição a uma união de ferramenta de uma coluna de perfuração (32) para mostrar que com o BOP (110) não ativado, a luva de drenagem (300) está completamente liberada do diâmetro externo máximo da coluna de perfuração (32) o que é típico de um sistema “ativo” como descrito anteriormente. A Figura 8a não é uma figura operacional. É meramente apresentada para mostrar a proporcionalidade dos componentes em um estado não ativo.The drain sleeve (300) can also be used in conjunction with a spherical type annular BOP (110) as illustrated in Figures 8a, 8b, 8c, and 8d. These show the drain sleeve (300) in opposition to the elastomeric body (118) with the packing unit (116) in the open position and no drive tool is shown. The drain sleeve (300) is again shown in opposition to a drill string tool union (32) to show that with the BOP (110) not activated, the drain sleeve (300) is completely released from the maximum outside diameter of the drill string (32) which is typical of an "active" system as described above. Figure 8a is not an operational figure. It is merely displayed to show the proportionality of the components in a non-active state.

A Figura 8b mostra o BOP esférico anelar (110) ligeiramente ativado para manter a luva de drenagem (300) em posição de trabalho. Esta seria a posição típica quando se desloca o tubo para dentro e para fora do poço sem pressão, isto é, entrada em oposição à drenagem.Figure 8b shows the annular spherical BOP (110) slightly activated to keep the drain sleeve (300) in working position. This would be the typical position when moving the pipe in and out of the well without pressure, ie inlet as opposed to drain.

A Figura 8c mostra o elemento de drenagem (300) no modo ativo de trabalho com pressão suficiente aplicada para vedar em tomo da coluna de perfuração (32) na vizinhança de uma união de ferramenta. Tipicamente pressão hidráulica suficiente será aplicada à câmera hidráulica do BOP (110) de maneira a forçar o corpo elastomérico (118) contra a luva de drenagem (300) para efetuar uma vedação por toda a faixa de movimento requerida para suportar a variância no diâmetro externo da coluna de perfuração (32) sendo drenada. Isto é mostrado na Figura 8d, onde a união de ferramenta quase passou através da luva de drenagem (300) e a vedação é efetuada continuamente em tomo do diâmetro externo da coluna de perfuração (32). A variação na pressão hidráulica de maneira a tomar esta uma operação suave é obtida tendo-se volumes de armazenamento de gás comprimido (acumuladores) em contato com o suprimento de fluido hidráulico para o BOP esférico anelar (110). Este tipo de sistema é de uso comum quando se utiliza BOPs anelares do estado da técnica para drenagem sem uma luva de drenagem (300) de acordo com a invenção.Figure 8c shows drain element (300) in active working mode with sufficient pressure applied to seal around drill string (32) in the vicinity of a tool joint. Typically sufficient hydraulic pressure will be applied to the hydraulic BOP chamber (110) in order to force the elastomeric body (118) against the drain sleeve (300) to effect a seal throughout the range of motion required to withstand the variance in outside diameter of the drill string (32) being drained. This is shown in Figure 8d, where the tooling joint has almost passed through the drain sleeve (300) and the sealing is carried out continuously around the outside diameter of the drill string (32). The variation in hydraulic pressure in order to make this a smooth operation is obtained by having compressed gas storage volumes (accumulators) in contact with the hydraulic fluid supply to the annular spherical BOP (110). This type of system is in common use when using prior art annular BOPs for drainage without a drainage sleeve (300) according to the invention.

Com referência agora à Figura 9a, é mostrada uma vista em seção transversal de uma dimensão de luva de drenagem típica quando utilizada em uma instalação flutuante em alto mar com tubulação de perfuração de 6 5/8 polegadas nominal e um tubo ascendente de 21 polegadas com BOP de 18 % polegadas. Esta é a configuração mais comum em uso atualmente em instalações de perfuração flutuantes.Referring now to Figure 9a, there is shown a cross-sectional view of a typical drain slug dimension when used on an offshore floating installation with nominal 6 5/8 inch drill pipe and a 21 inch riser with 18% BOP. This is the most common configuration in use today on floating drilling rigs.

Em contraste, a Figura 8b mostra uma vista em seção transversal da dimensão da luva de drenagem típica quando em uso em uma instalação fixa com tubulação de perfuração de 5 polegadas nominal e BOP de 13 5/8 polegadas. Esta é a configuração mais comum em uso atualmente para instalações fixas em alto mar e orifícios de poços maiores terrestres.In contrast, Figure 8b shows a cross-sectional view of the typical drain sleeve dimension when in use in a fixed installation with nominal 5-inch drill pipe and 13 5/8-inch BOP. This is the most common configuration in use today for offshore fixed installations and larger onshore well bores.

As luvas de drenagem descritas neste pedido de patente podem ser utilizadas em qualquer aplicação, e as dimensões são mostradas por meio de exemplo com propósito ilustrativo apenas e não restritivo do escopo da invenção. O propósito é o de demonstrar a viabilidade técnica do conceito por vários diâmetros do orifício de poço em uso comum.The drainage sleeves described in this patent application can be used in any application, and the dimensions are shown by way of example for illustrative purposes only and not restrictive of the scope of the invention. The purpose is to demonstrate the technical feasibility of the concept for various borehole diameters in common use.

Será observado a partir destas figuras que o diâmetro interno das luvas de drenagem é ligeiramente maior que o diâmetro externo da união de ferramenta sendo utilizada. As colunas de perfuração (32) apresenta um diâmetro externo menor no corpo principal da coluna de perfuração (32). Isto demonstra a compatibilidade ativa no fato de no estado relaxado a luva de drenagem constringe o tubo.It will be seen from these figures that the inside diameter of the drain sleeves is slightly larger than the outside diameter of the tool union being used. The drill strings (32) have a smaller outside diameter in the main body of the drill string (32). This demonstrates active compatibility in the fact that in the relaxed state the drain sleeve constricts the tube.

O diâmetro externo máximo da luva de drenagem (300) é menor que o diâmetro mínimo do orifício do sistema do poço, neste exemplo dada uma folga circunferencial de 0,5 polegada, e o diâmetro externo fica também abaixo da folga (não mostrado) do sistema de poço. Isto assegura que pode ser liberado em qualquer ponto no sistema de poço.The maximum outside diameter of the drain sleeve (300) is less than the minimum hole diameter of the sump system, in this example given a circumferential clearance of 0.5 inch, and the outside diameter is also below the gap (not shown) of the sump system. This ensures that it can be released at any point in the well system.

Levando-se em consideração todas as dimensões mostradas nas Figuras 9a e 9b, pode ser observado que a luva de drenagem apresenta espessura suficiente para atuar como um item passível de desgaste durante o uso operacional. A folga proporciona tolerância suficiente para um desarranjo nos flanges superior e inferior de maneira a prevenir a extrusão da luva de drenagem (300) através da unidade de empanque (16/116) quando em uso.Taking into account all the dimensions shown in Figures 9a and 9b, it can be seen that the drain sleeve is thick enough to act as a wearable item during operational use. The clearance provides sufficient allowance for misalignment in the upper and lower flanges to prevent extrusion of the drain sleeve (300) through the packing unit (16/116) when in use.

Com referência agora às Figuras 10a e 10b, é mostrada uma vista em seção semi-transversal de uma ferramenta de acionamento/recuperação (400) de base submersa desenhada para ser instalada entre os tubos. E mostrada com uma luva de drenagem (300) montada em si. A submersa (401) apresenta o mesmo diâmetro externo da união de ferramentas para o sistema tubular e é conectada pelo mesmo sistema de rosca (402) que o sistema tubular. Apresenta um flange superior (404) cujo diâmetro externo é equivalente ao diâmetro da folga do sistema de poço. Isto assegura que a luva de drenagem (300), cujo diâmetro externo é menor que o diâmetro da folga e por padrão é menor que o diâmetro externo do flange, possa ser levada para a posição oposta das unidades de empanque (16, 116) do BOP anelar de maneira imperturbável, sem danos e centralizada. A submersa (401) apresenta um corpo genericamente cilíndrico com dedos (406) que correm ao longo da superfície externa do corpo genericamente em paralelo ao seu eixo longitudinal, e isto produz um deslocamento ligeiramente maior que o diâmetro interno da luva de drenagem (300). Isto pode ser observado mais claramente na figura 10b que mostra que existem seis dedos (406) nesta realização da ferramenta de acionamento/recuperação (400). A luva de drenagem (300) é colocada em tomo do corpo cilíndrico da ferramenta (400) de tal forma que os dedos (406) fazem com que a luva elastomérica (304) da luva de drenagem se deforme ligeiramente. Isto faz com que a luva de drenagem (300) seja retida na ferramenta de acionamento/recuperação (400) em uma adaptação de interferência firme para a instalação e recuperação da luva de drenagem (300).Referring now to Figures 10a and 10b, there is shown a semi-cross-sectional view of a submerged base drive/recovery tool (400) designed to be installed between the pipes. It is shown with a drain sleeve (300) mounted thereon. The submersible (401) has the same outer diameter as the tool union for the tubular system and is connected by the same thread system (402) as the tubular system. It has an upper flange (404) whose external diameter is equivalent to the diameter of the well system clearance. This ensures that the drain sleeve (300), whose outer diameter is smaller than the gap diameter and by default is smaller than the outer diameter of the flange, can be brought into the opposite position of the seal units (16, 116) of the ring BOP imperturbably, undamaged and centered. The submersible (401) has a generally cylindrical body with fingers (406) running along the external surface of the body generally parallel to its longitudinal axis, and this produces a displacement slightly greater than the internal diameter of the drain sleeve (300). This can be seen more clearly in Figure 10b which shows that there are six fingers (406) in this embodiment of the actuation/recovery tool (400). The drain sleeve (300) is placed around the cylindrical body of the tool (400) in such a way that the fingers (406) cause the elastomeric sleeve (304) of the drain sleeve to deform slightly. This causes the drain sleeve (300) to be retained in the actuation/recovery tool (400) in a tight interference fit for installation and recovery of the drain sleeve (300).

A Figura 10c em uma vista em seção semi-transversal de uma realização alternativa da ferramenta de acionamento/recuperação (400’). Esta realização da ferramenta de acionamento/recuperação (400’) é desenhada para ser instalada no corpo principal de uma coluna de perfuração (32) ou outro tubo. É mostrado sem a luva de drenagem (300) instalada e a Figura 10d mostra uma vista plana. E feita em duas metades mantidas juntas por fusos (408’) ou outro dispositivo de fixação adequado, e as duas metades são colocadas em tomo da coluna de perfuração (32) antes de serem fixadas entre si. A coluna de perfuração (32) é, desta forma, fixada entre as duas metades da ferramenta (400’). A ferramenta (400’) apresenta um flange superior anelar (404’), um corpo principal tubular genericamente cilíndrico (401’) que apresenta o mesmo diâmetro externo que a união de ferramentas tubular e dedos (406’) que se estendem longitudinalmente, que apresentam as mesmas dimensões que a ferramenta de base submarina (400) anterior. A luva de drenagem (300) é montada sobre o corpo principal (401’) com os dedos (406’) fixando a luva elastomérica (304) da luva de drenagem (300) em uma adaptação de interferência como na realização anterior da ferramenta de acionamento/recuperação (400).Figure 10c is a semi-cross-sectional view of an alternative embodiment of the drive/recovery tool (400'). This embodiment of the drive/retrieval tool (400') is designed to be installed in the main body of a drill string (32) or other pipe. It is shown without the drain sleeve (300) installed and Figure 10d shows a plan view. It is made in two halves held together by spindles (408') or other suitable fastening device, and the two halves are placed around the drill string (32) before being fastened together. The drill string (32) is thus fixed between the two halves of the tool (400'). The tool (400') has an annular upper flange (404'), a generally cylindrical tubular main body (401') that has the same outer diameter as the tubular tool joint, and fingers (406') extending longitudinally, which have the same dimensions as the previous underwater base tool (400). The drain sleeve (300) is mounted over the main body (401') with fingers (406') gripping the elastomeric sleeve (304) of the drain sleeve (300) in an interference fit as in the previous embodiment of the drive/recovery tool (400).

Com estas ferramentas (400, 400’), as luvas de drenagem (300) podem ser facilmente instaladas colocando-se a ferramenta (400, 400’) com a luva de drenagem (300) opostas ao BOP (10, 11), fechando o BOP (10 110) para um determinado golpe de tal forma que a unidade de empanque (16, 116) fixa a luva elastomérica (304) da luva de drenagem (300), e então retira a ferramenta (400, 400’). A remoção é praticamente da mesma maneira ou altemativamente conforme a broca é levada para a superfície esta ou o diâmetro externo tipicamente maior do conjunto de perfuração inferior pode ser utilizada para a levar para a superfície após o relaxamento do anelar.With these tools (400, 400'), the drain sleeves (300) can be easily installed by placing the tool (400, 400') with the drain sleeve (300) opposite the BOP (10, 11), closing the BOP (10 110) for a certain stroke in such a way that the sealing unit (16, 116) fixes the elastomeric sleeve (304) of the drain sleeve ( 300), and then withdraws the tool (400, 400'). Removal is in much the same manner or alternatively as the drill is driven to the surface this or the typically larger outer diameter of the lower drill set can be used to drive it to the surface after the annulus relaxes.

Aqueles que possuem uma compreensão básica do processo irão observar que a luva de drenagem pode ser removida para diferentes áreas, volumes, ou localizações, com base nas restrições do desenho, sem se afastar do escopo da presente invenção. Da mesma forma, aqueles que possuem uma compreensão básica do processo irão observar que o número de unidades de luvas de drenagem pode variar, iniciando com pelo menos uma unidade, sem se afastar do escopo da presente invenção.Those who have a basic understanding of the process will appreciate that the drain sleeve can be removed for different areas, volumes, or locations, based on design constraints, without departing from the scope of the present invention. Likewise, those with a basic understanding of the process will appreciate that the number of drain sleeve units can be varied, starting with at least one unit, without departing from the scope of the present invention.

Conforme discutido acima em relação às Figuras 7a e 7b, uma luva de drenagem de acordo com a invenção pode ser utilizada em relação a um BOP anelar do tipo cunha (10) em adição a um BOP esférico (110). A Figura 11a mostra um conjunto em corte consistindo em dois BOPs anelares do tipo cunha (10). O desenho convencional de tais BOPs (10) permite que eles sejam facilmente rebitados entre si como mostrado. Uma primeira linha de fluxo de fluido (36) é provida, a qual permite a alimentação de fluido entre os dois BOPs (10). Um caminho de saída para o fluido é provido por uma segunda linha de fluxo de fluido (38). O circuito de fluido é descrito mais abaixo. Ambos os BOPs (10) são mostrados com uma garrafa de pressão (40). O uso de garrafas de pressão para operações de drenagem é bem conhecido dos especialistas na técnica de drenagem. Garrafas de pressão (40) são normalmente preenchidas com um meio compressível tal como gás nitrogênio e servem para possibilitar que pistões (24) se desloquem quando uma seção tubular de maior diâmetro, por exemplo, uma união de ferramenta se desloca através do pressionamento anelar da unidade de empanque (16) forçando o pistão (24) para baixo. Com pressão de fluido hidráulico constante aplicada a partir da garrafa de pressão (40) pela linha (42) através da porta (22), esta característica permite que um tubo de diâmetro variável seja drenado enquanto que mantendo uma força constante sobre os pistões (24).As discussed above in relation to Figures 7a and 7b, a drainage sleeve according to the invention can be used in connection with an annular wedge-type BOP (10) in addition to a spherical BOP (110). Figure 11a shows a cross-sectional assembly consisting of two wedge-type annular BOPs (10). The conventional design of such BOPs (10) allows them to be easily riveted together as shown. A first fluid flow line (36) is provided which allows fluid to be fed between the two BOPs (10). An outlet path for the fluid is provided by a second fluid flow line (38). The fluid circuit is described further below. Both BOPs (10) are shown with a pressure bottle (40). The use of pressure bottles for draining operations is well known to those skilled in the draining art. Pressure bottles (40) are normally filled with a compressible medium such as nitrogen gas and serve to enable pistons (24) to move when a larger diameter tubular section, for example a tooling joint moves through the annular pressing of the packing unit (16) forcing the piston (24) downwards. With constant hydraulic fluid pressure applied from the pressure bottle (40) through the line (42) through the port (22), this feature allows a variable diameter tube to be drained while maintaining a constant force on the pistons (24).

Na Figura 11b, um conjunto de luva de dreno dupla (300’) é mostrada que consiste em duas luvas de drenagem (300) interconectadas por um tubo rígido (308) que é provido com orifícios (310). Esta conjunto (300’) permite que duas luvas de drenagem (300) sejam instaladas na conjunto duplo mostrada na Figura 11a com o espaçamento correto para se colocar duas as luvas de drenagem (300) na posição correta para que as unidades de empanque (16) se acoplem às luvas (300) simultaneamente como mostrado na Figura 12a. Por questões de clareza, esta não mostra uma ferramenta de acionamento.In Figure 11b, a double drain plug assembly (300') is shown consisting of two drain plugs (300) interconnected by a rigid tube (308) which is provided with holes (310). This assembly (300') allows two drain sleeves (300) to be installed in the double assembly shown in Figure 11a with the correct spacing to place two drain sleeves (300) in the correct position for the packing units (16) to engage the sleeves (300) simultaneously as shown in Figure 12a. For clarity, this one does not show a trigger tool.

Na Figura 12b, os pistões (24) dos BOPs (10) foram deslocados para cima, empurrando as unidades de empanque (16) e acoplando os dedos inferiores (30b) e dedos superiores (30a) entre as placas de suporte anelares (302) das luvas de drenagem (300), efetivamente travando a conjunto de drenagem dupla (300’) no local. As Figuras 12c e 12d mostram seqüenciamento uma união de ferramenta se deslocando para baixo através do sistema para demonstrar que a união de ferramenta apenas atravessa um dos BOPs em qualquer tempo na seqüência de drenagem.In Figure 12b, the pistons (24) of the BOPs (10) have been moved upwards, pushing the packing units (16) and engaging the lower fingers (30b) and upper fingers (30a) between the annular support plates (302) of the drain sleeves (300), effectively locking the double drain assembly (300') in place. Figures 12c and 12d show sequencing a tool joint traveling down through the system to demonstrate that the tool joint only traverses one of the BOPs at any time in the drain sequence.

Mantendo-se a pressão no espaço entre os BOPs por meio da linha (36) a queda de pressão através do conjunto de luva de drenagem (300’) pode ser gradual entre os elementos de drenagem (300), auxiliando assim no provimento de duas barreiras confiáveis em todos os momentos. Por exemplo, se a pressão no orifício do poço é de 1000 psi, então uma luva de drenagem (300) apresentaria uma diferença de 1000 psi através deste. Com duas luvas de drenagem (300) expostas a 500 psi entre os BOPs (10), cada luva de drenagem (300) será apenas exposta a uma diferença de 500 psi. Foi encontrado que taxas menores de desgaste do elemento de vedação de um BOP são sentidas com pressões de poço menores, e assim este escalonamento da pressão através das luvas de drenagem (300) pode aumentar a longevidade das luvas de drenagem (300).By maintaining pressure in the space between the BOPs through the line (36) the pressure drop across the drain sleeve assembly (300') can be gradual between the drain elements (300), thus helping to provide two reliable barriers at all times. For example, if the pressure at the wellbore is 1000 psi, then a drain sleeve (300) would have a difference of 1000 psi across the well. With two drain sleeves (300) exposed to 500 psi between the BOPs (10), each drain sleeve (300) will only be exposed to a difference of 500 psi. It has been found that lower rates of wear on the sealing element of a BOP are experienced at lower well pressures, and thus this pressure scaling across the drain sleeves (300) can increase the longevity of the drain sleeves (300).

Na Figura 13 é mostrado um circuito de fluido que possibilita que uma pressão constante seja mantida entre os dois BOPs (10). O fluido pode ser à base de água ou óleo ou outro fluido adequado compatível com o fluido de perfuração sendo utilizado. A intenção do sistema é o de prover uma pressão de fluido constante entre os dois BOPs (10). Para os propósitos desta discussão, é assumido que os dois pistões (24) são forçados a acoplar as luvas de drenagem (300) em tomo da coluna de perfuração (32) como explicado anteriormente.In Figure 13 is shown a fluid circuit that allows a constant pressure to be maintained between the two BOPs (10). The fluid may be water or oil based or another suitable fluid compatible with the drilling fluid being used. The intention of the system is to provide a constant fluid pressure between the two BOPs (10). For the purposes of this discussion, it is assumed that the two pistons (24) are forced to engage the drain sleeves (300) around the drill string (32) as explained above.

UM reservatório de fluido (44) fornece fluido para uma bomba (46) que bombeia fluido sob pressão através de um primeiro medidor de fluxo (48) a jusante da linha de fluxo de fluido (36) para o espaço entre os dois BOPs (10) por meio de uma válvula de verificação (50). O fluido sai através da linha (38) através de um segundo medidor de fluxo meter (52) e um de dispositivo de contrapressão (54) tal como um afogador, afogador ajustável ou válvula. Após deixar o dispositivo de contrapressão (54) o fluido é levado para um separador atmosférico (56) que permite uma ventilação segura de qualquer gás proveniente do orifício do poço (58) que possa ter escapado da luva de drenagem inferior (300) (não mostrada). O gás é ventilado através de uma linha de ventilação (60) para uma área de ventilação segura. O fluido pode sair do separador a partir de uma saída e é retomado para o reservatório de fluido (44) através da linha de retomo (64). O reservatório de fluido pode apresentar um dispositivo de nível (66) ou outro meio de verificação do nível de fluido e, assim, o volume de fluido no reservatório de fluido (44). O reservatório (44) pode ser reabastecido a partir de uma fonte externa (não mostrada).A fluid reservoir (44) supplies fluid to a pump (46) which pumps fluid under pressure through a first flow meter (48) downstream of the fluid flow line (36) into the space between the two BOPs (10) via a check valve (50). Fluid exits through line (38) through a second flow meter (52) and a back pressure device (54) such as a choke, adjustable choke or valve. After leaving the backpressure device (54) the fluid is taken to an atmospheric separator (56) which allows safe venting of any gas from the well hole (58) that may have escaped the bottom drain sleeve (300) (not shown). The gas is vented through a vent line (60) to a safe vent area. Fluid can exit the separator from an outlet and is returned to the fluid reservoir (44) through the return line (64). The fluid reservoir may have a level device (66) or other means of checking the fluid level and thus the volume of fluid in the fluid reservoir (44). The reservoir (44) can be refilled from an external source (not shown).

Com este circuito de fluido, uma pressão constante pode ser mantida entre os BOPs. Com a capacidade de medir a entrada e a saída, qualquer perda de fluido do sistema através das luvas de drenagem pode ser verificada e qualquer ganho de fluido pelo orifício do poço quaisquer fluidos que escapem da luva de drenagem inferior (300) podem ser verificados. Tal sistema provê um alto grau de segurança para a operação, na medida em que uma falha na luva de drenagem inferior (300) pode ser contida com segurança por um efeito de estrangulamento do dispositivo de contrapressão (54).With this fluid circuit, a constant pressure can be maintained between the BOPs. With the ability to measure the inlet and outlet, any fluid loss from the system through the drain sleeves can be verified and any fluid gain through the wellbore and any fluids escaping the bottom drain sleeve (300) can be verified. Such a system provides a high degree of safety for the operation, as a failure of the lower drain sleeve (300) can be safely contained by a throttling effect of the back pressure device (54).

Será observado que um conjunto de luva de drenagem dupla (300’) ilustrada na Figura 11b pode igualmente ser utilizada em um conjuntos esféricos (110), como o pode o circuito de fluxo de fluido ilustrado na Figura 13.It will be appreciated that a double drain sleeve assembly (300') illustrated in Figure 11b can equally be used in a spherical assemblies (110), as can the fluid flow circuit illustrated in Figure 13.

Com referência agora à Figura 14, esta mostra uma configuração alternativa de uma luva de drenagem dupla (500) que compreende uma armação de suporte (502), que é formada em três partes que são, em uma realização preferida da invenção, fabricadas em aço. A primeira parte (502a) é que fica mais em cima quando a luva de drenagem (500) está em uso, montada em uma pilhas (600) como mostrado na Figura 15, e compreende um colarinho anelar com uma tampa se estendendo radialmente para dentro a partir da extremidade inferior do colarinho, a tampa sendo inclinada na direção da extremidade inferior do conjunto de vedação em um ângulo de cerca de 45° ao eixo longitudinal (A) da pilha s (600). A tampa inclinada apresenta em sua borda radial interna uma parte de borda com uma superfície que fica em um plano genericamente normal ao eixo longitudinal (A) da pilha (600) e que é voltada para a segunda parte (502a) da armação de suporte (502).Referring now to Figure 14, this shows an alternative configuration of a dual drainage sleeve (500) comprising a support frame (502) which is formed in three parts which are, in a preferred embodiment of the invention, fabricated from steel. The first part (502a) is uppermost when the drain sleeve (500) is in use, mounted on a stack (600) as shown in Figure 15, and comprises an annular collar with a cap extending radially inwardly from the bottom end of the collar, the cap being angled towards the bottom end of the seal assembly at an angle of about 45° to the longitudinal axis (A) of the stack s (600). The inclined lid has on its inner radial edge an edge portion with a surface that lies in a plane generally normal to the longitudinal axis (A) of the stack (600) and that faces the second portion (502a) of the support frame (502).

A segunda parte (502b) fica por baixo da primeira parte (502a) e compreende uma parede tubular com uma seção transversal genericamente circular, apresentando tanto em sua extremidade superior quanto em sua extremidade inferior uma tampa se estendendo radialmente para dentro. Ambas as tampas são inclinadas em um ângulo de cerca de 45° ao eixo longitudinal (A) da pilha (600) em afastamento da parede tubular. A tampa superior é assim inclinada na direção da primeira parte (502a) da annação de suporte, enquanto que a tampa inferior é inclinada na direção de uma terceira, mais em baixo, parte (502c) da armação de suporte (502). As tampas inclinadas nas extremidades superior e inferior da segunda parte (502b) apresentam em suas bordas radialmente internas uma parte em borda com uma superfície que fica em um plano genericamente normal ao eixo longitudinal (A) da pilha (600) e que é voltada para a primeira parte (502b) da armação de suporte (502), e a terceira parte (502c) da armação de suporte (502), respectivamente.The second part (502b) is below the first part (502a) and comprises a tubular wall with a generally circular cross section, having both at its upper end and at its lower end a cap extending radially inwards. Both covers are inclined at an angle of about 45° to the longitudinal axis (A) of the stack (600) away from the tubular wall. The top cover is thus angled towards the first part (502a) of the support frame, while the bottom cover is angled towards a third, lower part (502c) of the support frame (502). The inclined lids at the upper and lower ends of the second part (502b) have on their radially inner edges an edged part with a surface that lies in a plane generally normal to the longitudinal axis (A) of the stack (600) and that faces the first part (502b) of the support frame (502), and the third part (502c) of the support frame (502), respectively.

A parte inferior (502c) da armação de suporte (502) compreende também uma parede tubular que apresenta uma seção transversal genericamente circular, com uma tampa se estendendo radialmente para dentro em sua extremidade superior. A tampa é também inclinada em cerca de 45° ao eixo longitudinal (A) da pilha (600) em afastamento da parede e na direção da segunda parte (502b) da armação de suporte (502). A tampa inclinada apresenta também em sua borda radialmente interna uma parte em borda com uma superfície que fica em um plano genericamente normal ao eixo longitudinal (A) da pilha (600) e é voltada para a segunda parte (502b) da armação de suporte (502).The lower part (502c) of the support frame (502) also comprises a tubular wall having a generally circular cross-section, with a cover extending radially inwards at its upper end. The lid is also inclined at about 45° to the longitudinal axis (A) of the stack (600) away from the wall and towards the second part (502b) of the support frame (502). The inclined lid also has on its radially inner edge an edged part with a surface that lies in a plane generally normal to the longitudinal axis (A) of the stack (600) and faces the second part (502b) of the support frame (502).

Entre a primeira (502a) e a segunda (502b) parte da armação de suporte (502) fica localizada uma vedação que nesta realização da invenção compreende um elemento de empanque vedante (504), e uma vedação, neste exemplo compreendendo um primeiro elemento de vedação (506) e um segundo elemento de vedação (508). O elemento de empanque vedante (504) e os elementos de vedação (506, 508) em conjunto formam um tubo com uma seção transversal genericamente circular. O elemento de empanque vedante (504) forma a superfície radialmente mais externa do tubo, o segundo elemento de vedação (508) forma a superfície radialmente mais interna do tubo, com o primeiro elemento de vedação (506) sendo sanduichado entre os dois. O comprimento do elemento de empanque vedante (504) aumenta a partir de sua parte radialmente mais interna para sua parte radialmente mais externa, com os elementos de vedação (506, 508) sendo apenas ligeiramente mais curtos que a parte radialmente mais interna do elemento de empanque vedante (504). As extremidades do elemento de empanque vedante (504), desta forma, são acopladas com a face inclinada das tampas adjacentes da primeira (502a) e da segunda (502b) parte da armação de suporte (502), com os elementos de vedação (506, 508) sendo sanduichados entre as partes em borda.Between the first (502a) and second (502b) part of the support frame (502) is located a seal which in this embodiment of the invention comprises a gasket element (504), and a seal, in this example comprising a first sealing element (506) and a second sealing element (508). The gasket element (504) and the sealing elements (506, 508) together form a tube with a generally circular cross-section. The gasket element (504) forms the radially outermost surface of the tube, the second sealing element (508) forms the radially innermost surface of the tube, with the first sealing element (506) being sandwiched between the two. The length of the gasket element (504) increases from its radially innermost part to its radially outermost part, with the sealing elements (506, 508) being only slightly shorter than the radially innermost part of the gasket element (504). The ends of the gasket element (504) are thus engaged with the inclined face of the adjacent covers of the first (502a) and second (502b) parts of the support frame (502), with the sealing elements (506, 508) being sandwiched between the edge parts.

Uma vedação substancialmente idêntica é provida entre a segunda (502b) e a terceira (502c) parte da armação de suporte (502).A substantially identical seal is provided between the second (502b) and third (502c) parts of the support frame (502).

Quatro grampos de conjunto (510) são providos para conectar a armação de suporte às vedações, um primeiro grampo de conjunto (510a) conectando a primeira parte (502a) da armação de suporte (502) á extremidade superior da vedação superior, um segundo grampo de conjunto (510b) conectando a extremidade superior da segunda parte (502b) da armação de suporte (502) à extremidade inferior da vedação superior, um terceiro grampo de conjunto (510c) conectando a extremidade inferior da segunda parte (502b) da armação de suporte (502) à extremidade superior da vedação inferior, e um quarto grampo de conjunto (510d) conectando a terceira parte (502c) da armação de suporte (502) à extremidade inferior da vedação inferior.Four assembly clamps (510) are provided for connecting the support frame to the seals, a first assembly clamp (510a) connecting the first part (502a) of the support frame (502) to the upper end of the upper seal, a second assembly clamp (510b) connecting the upper end of the second part (502b) of the support frame (502) to the lower end of the upper seal, a third assembly clamp (510c) connecting the lower end of the second part (502b) of the support frame (502) to the upper end of the lower seal, and a fourth assembly clamp (510d) connecting the third part (502c) of the support frame (502) to the lower end of the lower seal.

Nesta realização da invenção, cada grampo de conjunto (510) é u anel com uma seção transversal em forma de C. Uma primeira porte do grampo (510) é localizada em uma ranhura circumferencial em uma face radialmente mais externa da respectiva parte da armação de suporte (502), enquanto que uma segunda parte do grampo (510) é localizada em uma ranhura circumferencial na face radialmente mais externa do respectivo elemento de empanque vedante (504), o grampo (510) abrangendo assim a união entre a armação de suporte (502) e a vedação.In this embodiment of the invention, each assembly clip (510) is a ring with a C-shaped cross-section. A first clip port (510) is located in a circumferential groove in a radially outermost face of the respective support frame part (502), while a second clip portion (510) is located in a circumferential groove in the radially outermost face of the respective sealing gasket element (504), the clip (510) thus spanning the joint between the frame support (502) and the seal.

Esta realização da luva de drenagem dupla (500) é mostrada na Figura 15 localizada no orifício ou passagem genericamente central de uma pilha (600) compreendendo três BOPs esféricos anelares (110a, 110b, 110c) similares ao BOP esférico anelar (110) ilustrado na Figura 3. A vedação superior da luva de drenagem dupla (500) adjacente ao elemento de empanque (116a) do BOP superior (110a), e a vedação inferior adjacente ao elemento de empanque (116b) do BOP do meio (110b), a primeira parte da armação de suporte (502) sendo acoplada com o alojamento superior (128a) do BOP superior (110a), a segunda parte da armação de suporte (502) sendo acoplada com uma primeira parte combinada do alojamento compreendendo o alojamento inferior (112a) do BOP superior (110a) e o alojamento superior (128b) do BOP do meio (110b), e a terceira parte (502c) da armação de suporte (502) sendo acoplada com uma segunda parte combinada do alojamento compreendendo o alojamento inferior (112b) do BOP do meio (110b) e o alojamento superior (128c) do BOP inferior (110c).This embodiment of the dual drain sleeve (500) is shown in Figure 15 located in the generally central bore or passage of a stack (600) comprising three annular spherical BOPs (110a, 110b, 110c) similar to the annular spherical BOP (110) illustrated in Figure 3. The upper seal of the dual drain sleeve (500) adjacent the packing element (116a) of the upper BOP (11) 0a), and the lower seal adjacent the gasket element (116b) of the middle BOP (110b), the first support frame part (502) being mated with the upper housing (128a) of the upper BOP (110a), the second support frame part (502) being mated with a first combined housing part comprising the lower housing (112a) of the upper BOP (110a) and the upper housing (128b) of the middle BOP (110b), and the third part (502c) of the support frame (502) being coupled with a second combined part of the housing comprising the lower housing (112b) of the middle BOP (110b) and the upper housing (128c) of the lower BOP (110c).

Quando os pistões (124a, 124b) do BOP superior (110a) e o BOP do meio (110b) se deslocam para a posição ativa, cada elemento de empanque (116a, 116b) é comprimido em tomo e se acopla à superfície radialmente mais externa do elemento de empanque vedante (504) adjacente. Isto comprime da vedação, e, quando uma coluna de perfuração está presente na pilha (600) , faz com que a vedação se feche firmemente, como um esfíncter, em tomo da coluna de perfuração. Quando a pilha (600) é montada em um tubo ascendente, o acoplamento da vedação com a coluna de perfuração, os elementos de empanque (116a, 116b) com a vedação, e os elementos de empanque (116a, 116b) com o alojamento (128a, 128b) substancialmente previne o fluxo de fluido ao longo do espaço anelar entre o alojamento do BOP e a coluna de perfuração. Como tal, o anel do tubo ascendente é fechado pelo movimento do pistão (124a, 124b) tanto do BOP superior (110a) quanto do BOP do meio (110b) para a posição ativa.As the pistons (124a, 124b) of the upper BOP (110a) and the middle BOP (110b) move to the active position, each packing element (116a, 116b) is compressed in an atom and engages the radially outermost surface of the adjacent sealing packing element (504). This compresses the seal, and, when a drill string is present in the stack 600, causes the seal to close tightly, like a sphincter, around the drill string. When the stack (600) is mounted on a riser, the coupling of the seal to the drill string, the packing elements (116a, 116b) to the seal, and the packing elements (116a, 116b) to the housing (128a, 128b) substantially prevents fluid flow along the annular space between the BOP housing and the drill string. As such, the riser ring is closed by moving the piston (124a, 124b) of either the upper BOP (110a) or the middle BOP (110b) to the active position.

Nesta realização, a luva de drenagem (500) não se estende para dentro do BOP inferior (110c) na pilha (600), desta fornia quando ativados pelo movimento dos pistões (124a, 124b), como descrito acima, o elemento de empanque (116c) do BOP inferior (110c) veda em tomo da coluna de perfuração sem que haja uma vedação por intervenção. Isto significa que quando um ou ambos os elementos de vedação (506, 508) na luva de drenagem (500) se desgastam, a luva de drenagem (500) pode ser removida da pilha (600) e substituída por uma nova luva de drenagem (500), enquanto que o BOP inferior (110c) mantém a pressão no anel. Deve ser observado também que o elemento de empanque (116c) pelo menos no BOP inferior (110c) pode ser ativado para fechar completamente o orifício ou passagem genericamente central da pilha (600) sem que haja uma coluna de perfuração ou qualquer outro componente no orifício ou passagem genericamente central da pilha. O mesmo pode ser verdadeiro para um ou outro dos dois BOPs (110a, 110b), embora em uso normal, não seria requerido que o fizessem na medida em que a luva de drenagem (500) está normalmente no lugar.In this embodiment, the drain sleeve (500) does not extend into the lower BOP (110c) in the stack (600), so when activated by the movement of the pistons (124a, 124b), as described above, the packing element (116c) of the lower BOP (110c) seals around the drill string without intervening sealing. This means that when one or both of the sealing elements (506, 508) in the drain sleeve (500) wear out, the drain sleeve (500) can be removed from the stack (600) and replaced with a new drain sleeve (500), while the bottom BOP (110c) maintains pressure on the ring. It should also be noted that the gasket element (116c) at least in the lower BOP (110c) can be activated to completely close the generally center hole or passage of the stack (600) without there being a drill string or any other component in the generally center hole or passage of the stack. The same may be true for one or the other of the two BOPs (110a, 110b), although in normal use, they would not be required to do so as long as the drain sleeve (500) is normally in place.

Nesta realização da luva de drenagem (500), as duas paredes tubulares são providas com uma série de fendas que se estendem genericamente em paralelo ao eixo longitudinal (A) da pilha (600). Portas hidráulicas (não mostradas) são providas através do alojamento conectando estas fendas ao exterior do alojamento de tal forma que, em uso, lubrificante pode ser circulado através destas portas para dentro do orifício ou passagem genericamente central do conjunto de drenagem (500) entre as duas vedações, e entre a vedação inferior da luva de drenagem (500) e o elemento de empanque inferior (116c) da pilha (600) . Será observado que, em virtude do suprimento de lubrificante para estas regiões, o lubrificante pode auxiliar na redução das forças funcionais entre os elementos de vedação (506, 508) / elemento de empanque (116) e a coluna de perfuração, quando fechados em tomo de uma coluna de perfuração.In this embodiment of the drainage sleeve (500), the two tubular walls are provided with a series of slits that extend generally parallel to the longitudinal axis (A) of the stack (600). Hydraulic ports (not shown) are provided through the housing connecting these slots to the outside of the housing such that, in use, lubricant can be circulated through these ports into the generally central hole or passage of the drain assembly (500) between the two seals, and between the bottom seal of the drain sleeve (500) and the bottom packing element (116c) of the stack (600). It will be appreciated that, by virtue of the supply of lubricant to these regions, the lubricant can assist in reducing the functional forces between the sealing elements (506, 508) / packing element (116) and the drill string when closed around a drill string.

Nesta realização da invenção, o deslocamento da luva de drenagem (500) em relação à pilha (600) é substancialmente impedido por meio de uma pluralidade de ganchos de travamento acionados hidraulicamente (512a, 512b). Nesta realização da invenção, são providos dois conjuntos de ganchos de travamento (512a, 512b) - um conjunto superior (512a), que é localizado no alojamento superior (128a) do BOP superior (110a), e um conjunto inferior (512b), que é localizado na segunda parte combinada do alojamento entre o BOP do meio (110b) e o BOP inferior (110c). Deve ser observado que os ganchos de travamento (512a, 512b) não necessitam estar exatamente nestas localizações. Da mesma forma, nesta realização da invenção, cada conjunto (512a, 512b) compreende uma pluralidade de ganchos de travamento que são localizados em uma série de aberturas em tomo de uma circunferência do alojamento.In this embodiment of the invention, displacement of the drain sleeve (500) relative to the stack (600) is substantially prevented by means of a plurality of hydraulically actuated locking hooks (512a, 512b). In this embodiment of the invention, two sets of locking hooks (512a, 512b) are provided - an upper set (512a), which is located in the upper housing (128a) of the upper BOP (110a), and a lower set (512b), which is located in the second combined part of the housing between the middle BOP (110b) and the lower BOP (110c). It should be noted that the locking hooks (512a, 512b) need not be in exactly these locations. Also, in this embodiment of the invention, each assembly (512a, 512b) comprises a plurality of locking hooks that are located in a series of apertures around a circumference of the housing.

Uma extremidade radialmente externa de cada gancho de travamento (512a, 512c) é provida com uma haste de acionamento que se estende para dentro do conector hidráulico montado em uma abertura na superfície externa do alojamento. São providos dispositivos de vedação entre o conector hidráulico e o alojamento e entre o conector hidráulico e a haste, de tal forma que o conector hidráulico e a haste formam uma disposição de pistão e cilindro. O gancho de travamento (521a, 512b) pode ser assim empurrado para uma posição de travamento na qual uma extremidade radialmente interna do gancho de travamento (512a, 512b) se estende para dentro do orifício ou passagem genericamente central da pilha (600) por um suprimento de fluido pressurizado para o conector hidráulico.A radially outer end of each locking hook (512a, 512c) is provided with a drive rod that extends into a hydraulic connector mounted in an opening in the outer surface of the housing. Sealing devices are provided between the hydraulic connector and the housing and between the hydraulic connector and the rod, such that the hydraulic connector and the rod form a piston and cylinder arrangement. The locking hook (521a, 512b) can thus be pushed into a locking position in which a radially inner end of the locking hook (512a, 512b) extends into the generally central stack hole or passage (600) by a pressurized fluid supply to the hydraulic connector.

A luva de drenagem (500) é deixada cair ou abaixada na extremidade superior da pilha (600) com o conjunto superior de ganchos de travamento (512a) retraído dentro do alojamento, enquanto que o conjunto inferior de ganchos de travamento (56) está na posição de travamento. A luva de drenagem (500) se apóia assim com sua extremidade inferior em acoplamento com os ganchos de travamento (512b) inferiores. Uma vez a luva de drenagem (42) estando nesta posição, fluido hidráulico é suprido aos conectores hidráulicos superiores para empurrar os ganchos de travamento (512a) superiores para a posição de travamento na qual suas extremidades radialmente internas se estendem para dentro do orifício ou passagem genericamente central do alojamento. A luva de drenagem (500) é posicionada de tal forma que, quando os ganchos de travamento (512a, 512b) estão na posição de travamento, fica entre os dois conjuntos de ganchos de travamento (512a, 512b), e uma extremidade da luva de drenagem (500) e acoplada com cada conjunto de ganchos de travamento (521a, 512b). Em virtude disto, oThe drain sleeve (500) is dropped or lowered onto the upper end of the stack (600) with the upper set of locking hooks (512a) retracted into the housing, while the lower set of locking hooks (56) is in the locked position. The drain sleeve (500) thus rests with its lower end in engagement with the lower locking hooks (512b). Once the drain sleeve (42) is in this position, hydraulic fluid is supplied to the upper hydraulic connectors to push the upper locking hooks (512a) into the locking position in which their radially inboard ends extend into the generally central bore or passage of the housing. The drain sleeve (500) is positioned such that, when the locking hooks (512a, 512b) are in the locked position, it is between the two sets of locking hooks (512a, 512b), and one end of the drain sleeve (500) is engaged with each set of locking hooks (521a, 512b). Due to this, the

deslocamento longitudinal da luva de drenagem (500) na pilha (600) é impedido, ou pelo menos significativamente restrito.Longitudinal displacement of the drain sleeve (500) in the stack (600) is prevented, or at least significantly restricted.

Deve ser observado que uma coluna de perfuração se estendendo através de um BOP ou pilha de BOPs pode girar em relação à pilha de BOPs durante a perfuração, e que pode também haver movimento de translação da coluna de perfuração genericamente em paralelo ao eixo longitudinal (A) da pilha de BOPs, por exemplo, durante as operações de drenagem ou enchimento, ou, onde a coluna de perfuração é suspensa de uma plataforma de perfuração flutuante, devido ao movimento da plataforma de perfuração com o balanço do oceano. Quando uma vedação é colocada em acoplamento com a coluna de perfuração, como descrito acima, este movimento relativo irá provocar desgaste da vedação. Os materiais dos quais são construídos a vedação elastomérica (304) ou os elementos de vedação (506, 508) das luvas de drenagem (300, 500) são selecionados de maneira a reduzir o desgaste da vedação e os efeitos do aquecimento devido às forças de fricção entre estes elementos e a coluna de perfuração.It should be noted that a drillstring extending through a BOP or stack of BOPs can rotate relative to the stack of BOPs during drilling, and that there can also be translational movement of the drillstring generally parallel to the longitudinal axis (A) of the stack of BOPs, for example, during dewatering or filling operations, or, where the drillstring is suspended from a floating drill rig, due to movement of the drill rig with ocean rolling. When a seal is placed in coupling with the drill string as described above, this relative movement will cause wear of the seal. The materials from which the elastomeric seal (304) or the sealing elements (506, 508) of the drain sleeves (300, 500) are constructed are selected in order to reduce seal wear and heating effects due to frictional forces between these elements and the drill string.

Em particular, na primeira realização da luva de drenagem (300) descrita acima e ilustrada nas Figuras 6a, 6b, e 6c, a luva elastomérica (304) pode ser feita de poliuretano ou borracha de nitrila butadieno hidrogenado.In particular, in the first embodiment of the drainage sleeve (300) described above and illustrated in Figures 6a, 6b, and 6c, the elastomeric sleeve (304) can be made of polyurethane or hydrogenated nitrile butadiene rubber.

Altemativamente, em uma realização da luva de drenagem (500) ilustrada na Figura 14, o segundo elemento de vedação (508), que está em contato com a coluna de perfuração, pode ser um material polimérico selecionado de maneira a prover tais propriedades enquanto que apresentando integridade mecânica para prover uma vedação efetiva. O elemento de vedação polimérico (508) pode ser feito de politetrafluoretileno (PTFE) ou um polímero a base de PTFE. De maneira a prover a vedação com esta resiliência necessária para se deslocar do acoplamento com a coluna de perfuração quando a pressão proveniente do elemento de empanques (116a, 116b) do BOP (110a, 110b) adjacente é liberada, há um elemento de vedação adicional, a saber, o primeiro elemento de vedação (506) que é feito de um material elastomérico. O elemento de vedação elastomérico (66) pode ser feito de poliuretano ou borracha de nitrila butadieno hidrogenado.Alternatively, in one embodiment of the drain sleeve (500) illustrated in Figure 14, the second sealing element (508), which is in contact with the drill string, can be a polymeric material selected in such a way as to provide such properties while having mechanical integrity to provide an effective seal. The polymeric sealing element (508) can be made of polytetrafluoroethylene (PTFE) or a PTFE-based polymer. In order to provide the seal with this necessary resilience to move from the coupling with the drill string when the pressure coming from the packing element (116a, 116b) of the adjacent BOP (110a, 110b) is released, there is an additional sealing element, namely the first sealing element (506) which is made of an elastomeric material. The elastomeric sealing member (66) may be made of polyurethane or hydrogenated nitrile butadiene rubber.

Embora o elemento de vedação elastomérico (506) e o elemento de vedação polimérico (508) possam ser fabricados como tubos separados e colocados em acoplamento mecânico entre si, podem ser co-moldados de maneira a formar uma parte. Em uma realização da vedação, a vedação polimérica (508) inclui uma pluralidade de 5 aberturas (preferivelmente aberturas se estendendo radialmente), e o elemento de vedação elastomérico (506) é moldado na vedação polimérica (508) de tal forma que o elastômero se estende para e, preferivelmente, substancialmente preenche estas aberturas.Although the elastomeric sealing element (506) and the polymeric sealing element (508) can be manufactured as separate tubes and placed in mechanical coupling with each other, they can be co-molded to form one part. In one embodiment of the seal, the polymeric seal (508) includes a plurality of 5 openings (preferably radially extending openings), and the elastomeric sealing member (506) is molded into the polymeric seal (508) such that the elastomer extends into and preferably substantially fills these openings.

Embora a invenção tenha sido descrita em relação a um número limitado de 10 realizações, aqueles com extensa experiência em operações de controle de poço, e se beneficiando deste relatório, observarão que outras realizações podem ser imaginadas as quais não se afastam do escopo da invenção tal como descrita aqui. Da mesma forma o escopo da invenção deve ser limitado apenas às reivindicações anexas.Although the invention has been described in relation to a limited number of 10 embodiments, those with extensive experience in well control operations, and benefiting from this report, will observe that other embodiments can be envisioned which do not depart from the scope of the invention as described herein. Likewise, the scope of the invention should be limited to the appended claims only.

Claims

1. BOP (blowout preventer) assembly comprising an annular blowout preventer (10,110) having an annular packing unit (16,116) and an actuator (24,124) operable to reduce the inside diameter of the annular packing unit (16,116), where the assembly further comprises a drain sleeve (300,500) having an elastomeric sleeve (304,506) tubular which in use is positioned generally in the center of the packing unit (16,116), such that the packing unit surrounds at least a part of the elastomeric sleeve (304,506), characterized in that the driver (24,124) comprises a piston movable generally in parallel to the longitudinal axis of the blast guard (10,110) by supplying a pressurized fluid to the annular blast guard (10,110), and wherein the drain sleeve (300,500) is retrievable by: relaxing the annular packing unit (16,116) and bringing a drill bit or larger outside diameter of the bottom drill assembly to the surface.

2. Explosion protective assembly according to claim 1, characterized in that the drain sleeve (300,500) additionally comprises two annular support parts (302,502), the elastomeric sleeve (304,506) being positioned between the two support parts (302,502).

3. Explosion protective assembly according to claim 2, characterized in that the external diameter of each of the support parts (302) is greater than the external diameter of the elastomeric sleeve (304).

4. Explosion protective assembly according to claim 3, characterized in that the annular packing unit (16) comprises an elastomeric body (18) and at least one generally rigid insert (30a, 30b), the insert (30a, 30b) being positioned at least partially between the two annular support parts (302) when the annular packing unit (16) is coupled with the elastomeric sleeve (304).

5. Explosion protective assembly according to claim 4, characterized in that the annular packing unit (16) comprises a first and a second generally rigid insert (30a, 30b), the elastomeric body (18) being positioned between the first and second inserts (30a, 30b) and the first insert (30a) being positioned at a first end of the annular packing unit adjacent to one of the support parts (302) and the second insert (30) b) being positioned at a second end of the annular packing unit (16) adjacent to another of the support parts (302), both inserts (30a, 30b) being positioned at least partially between the two support parts (302) when the packing unit (16) is coupled with the elastomeric sleeve (304).

6. Explosion protective assembly according to any one of claims 2 to 5, characterized in that the internal diameter of each of the support parts (302) is substantially the same internal diameter of the elastomeric sleeve (304).

7. Explosion protective assembly according to any one of claims 2 to 6, characterized in that each support part (302) is provided with a circular shoulder (306) that extends to one end of the elastomeric sleeve (304).

8. Explosion protective assembly according to any one of the preceding claims, characterized in that the maximum outer diameter of the drain sleeve (300,500) is smaller than the inner diameter of the annular packing unit (16,116) when the packing unit (16,116) is not being driven by the driver (24,124).