CN101600847A - 双向冲压式防喷器密封件 - Google Patents
双向冲压式防喷器密封件 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101600847A CN101600847A CNA2007800511274A CN200780051127A CN101600847A CN 101600847 A CN101600847 A CN 101600847A CN A2007800511274 A CNA2007800511274 A CN A2007800511274A CN 200780051127 A CN200780051127 A CN 200780051127A CN 101600847 A CN101600847 A CN 101600847A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressing block
- seal
- seal carrier
- ram
- blowout preventer
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 96
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 7
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 3
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 description 71
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 37
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 16
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000002146 bilateral effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 244000309465 heifer Species 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/061—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams
- E21B33/062—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Devices (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Percussion Or Vibration Massage (AREA)
- Body Structure For Vehicles (AREA)
- Dental Tools And Instruments Or Auxiliary Dental Instruments (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
Abstract
一种冲压式防喷器和致动该防喷器的方法。该冲压式防喷器包括在主体和水平孔附近之间围绕竖直孔设置的密封承载件。在冲压块上方的流体压力的作用下，该密封承载件配置成被推动密封接合冲压式防喷器的一对冲压块其中的至少一个并且密封装置形成主体与密封承载件之间的密封。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求2006年12月12日提交的名称为“Dual-Direction Ram-TypeBlowout Preventer Seal”的美国专利申请序列号11/609,585的优先权。该优先权申请的完整内容明确地通过引用的方式结合于此。
技术领域
这里公开的实施例总体涉及使用于油和汽行业的防喷器。具体地说，选定的实施例涉及用于冲压式防喷器的改善的密封承载件，其中，该密封承载件配置成沿着冲压式防喷器的轴线移动。
背景技术
井的控制是油和气勘测的重要方面。当钻井时，例如，必须将安全装置设置定位从而防止对人员和设备造成伤害和损害，这种伤害和损害是由与钻井活动相关联的意料外事件导致的。
钻井需要穿透大量的地表下地理结构或者“地层”。偶然地，井孔(wellbore)将穿透的地层具有基本上大于保持在井孔中的压力的地层压力。当这种情况发生时，这种井被称为是“出现井涌”。与井涌相关联的压力增加一般通过地层流体(可以是液体，气体或者其组合)的流动进入井孔而产生。相对高压的井涌趋向于从井孔的入口点向上朝向表面传播(从高压区域到低压区域)。如果井涌被允许到达表面，那么钻井流体，钻井工具以及其他钻井结构可能会被冲出井孔。这种“喷出”可能导致钻井设备的灾难性损坏(包括例如钻井成套设备)以及设备操作人员的大量受伤或死亡。
由于存在喷出的危险，所以公知为防喷器(“BOPs”)的装置安装在表面处的井头上方或者海底上的深水钻井装置中从而有效地密封井孔，直到能够采取主动的措施来控制该井涌。存在若干类型的防喷器，大多数常用的是环形防喷器(包括球形防喷器)和冲压式防喷器。防喷器可以被激活使得井涌得到正确的控制并且“循环离开”该系统。在深水钻井中，BOPs传统地使用在被称为“海下BOP防喷器组”或者简称为“海下防喷器”的组件中，这样称呼的原因是在组件中许多BOP“堆叠到一起”(也就是，连接到一起)，通常采用4、5或6个冲压式BOPs堆叠在一个或多个环形BOPs下方。大量的BOPs位于海下防喷器组会造成冗余，例如可能在较长的时间段内将防喷器组保留在海底。
首先参照图1，示出海下BOP防喷器组10的示意图。海下BOP防喷器组10包括下部双冲压式BOP组件11、中部双冲压式BOP组件12和上部双冲压式BOP组件13。此外，海下BOP防喷器组10包括卷轴14和环形BOP15。每个双冲压式组件包括形成为单一体的两个冲压式BOPs(或者“腔”)；因此，这一防喷器包括六个传统的“单独”冲压式BOP的等同物并且被称为是“具有六个冲压腔”。
现在参照图2，示出典型的传统冲压式防喷器100的实例。冲压式BOP100包括具有竖直孔104(即，“井孔”)和水平孔106的BOP体102。竖直孔104围绕竖直轴105设置，水平孔106围绕基本上垂直于轴105的轴线107设置。管111的接头如图所示设置在竖直孔104中。冲压式防喷器100还包括设置在相对侧上的水平孔106中冲压块108，其连接至活塞致动杆112，以及保护罩110，该保护罩可拆卸地固紧至BOP体102从而使得保护罩110能够被拆下进行维护。
当冲压式防喷器100被致动时，冲压块108沿着水平轴线107朝向竖直孔104移动。冲压块108可以是管状冲压块(如图所示)或者可变孔冲压块，剪切冲压块，全封闭冲压块，或者任何其他的本领域技术人员已知的冲压块。当管和可变孔冲压块被致动时，其移动为接合并且环绕钻井管和/或钻井工具从而密封井孔。相对比地，剪切冲压块接合并且物理上剪切竖直孔104中的任何测井电缆，钻井管道，和/或钻井工具，而当没有障碍物时，全封闭冲压件封闭竖直孔104。关于冲压式防喷器的更多讨论记载在美国专利6,554,247中，授权给Berchenhoff，转让给本发明的受让者，并且其完整内容引用结合于此。
如同在钻井石油和气体井中使用的任何工具那样，防喷器必须被密封和固紧从而防止对周围的环境和人员造成潜在的危险。例如，冲压式防喷器可包括保护罩与防喷器主体之间的高压密封从而防止流体泄漏。在许多情况下，高压密封件是弹性体密封件并且应当进行常规的检查从而确保弹性体部件尚未被切割，永久地变形或者品质下降，例如在与井孔中的钻井流体的化学反应作用下。
仍然参照图2，冲压式防喷器100包括设置在冲压块108的凹槽118中的上密封件116，冲压块108密封地连接至前密封件(或者“冲压打包机”)109。在管状冲压件的情况下，当冲压块108如图所示关闭时，上密封件116(在冲压块108的上部与水平孔106的上部之间密封)与前密封件109(其完全围绕竖直孔104中的管道密封)的组合完成管道111与竖直孔104之间的环形空间之间的密封。在剪切冲压件按和全封闭冲压件的情况下，当冲压块108封闭时，前密封件109相对于彼此密封，而不是井孔中的物体，上密封件116和前密封件109的组合完成打开的井孔的密封。
传统地，冲压块108具有采用凹槽101(有时称为“挡泥槽”)形式的压力平衡路径，该凹槽机制入冲压块的底表面从而连通前密封件109下方的竖直孔104与冲压块后面的水平孔106的相应容积之间的流体压力。因此，每个冲压块108可在水平孔106中向后和向前移动，而不用必须相对于前密封件109下方的竖直孔104与冲压块108后面的容积之间的流体压力差做功。本领域技术人员当然可知，用于竖直孔109与冲击块109后面容积之间的压力平衡的流体压力连通可通过除了冲击块108底部中的机制凹槽之外的其他装置实现，诸如冲击块中的钻井通道，水平孔106底部中的铣成狭槽，或者甚至外壳102外部的管道等。
现在参照图3，示出冲击BOP的上密封磨损板120的放大横截面视图。因为水平孔106的上表面会由于重复地使用冲击BOP而磨损，所以现代冲击BOPs可装配有可替换的上密封磨损板从而避免修理水平孔106的昂贵成本。上密封磨损板120通过例如螺栓122和夹头式插入件122A不可移动地固紧至外壳102，并且包括套筒部分120A和相对于井孔轴线105径向向外延伸的凸缘部分120B。另外，如图所示，上部密封磨损板120相邻于冲压块108并且密封壳体102从而与上部密封件116相结合地防止壳体102与冲压块108之间的泄漏。一般地，O形环124设置在上部密封板120的凸缘部分120B的凹槽126中从而密封地接合(作为表面密封)壳体102并且防止在壳体102与密封承载件120之间出现高压流体泄漏。
由于冲压式BOPs的主要功能是防止流体从井孔溢出，所以许多冲压式BOPs仅沿单一方向密封。因此，冲压式BOP可以仅仅密封从而将受压流体与通向外界环境的井孔隔离开并且一般不会采用双方向密封件；能够相对于来自于BOP上方的压差进行密封。
例如，当冲压块108彼此接合并且从上方密封高压流体时，高压流体可作用在冲压块108的上表面并且将它们向下推动。这种推动会导致冲压块108向下移动并且不与水平孔106的上部密封接合(或者可选择地，在如此装配有密封承载件120的冲击BOP中)。
以前，采用具有单一方向密封件的冲压式BOP并不认为是缺点，因为没有理由使得BOP相对于上方的压力密封。但是，公知的是，在管理部门的深水钻井装置中(例如，Minerals Management Service(“MMS”)，美国内务部，管理美国水域中离岸钻油和钻气)需要在海下防喷器组位于海底时相对于井孔压力周期性地测试各个冲压式BOPs相对于井孔压力的完善性。
先前，这种原地BOP测试可通过两种测试方法其中之一而实现。在第一种测试方法中，在一串管上，测试工具下降穿过海底BOP防喷器组，并且在该组的最低BOP的下方锚定。该测试工具被致动从而在那一点密封井孔(例如，通过使得可膨胀填充物膨胀)，关闭待测试的BOP。然后，流体压力连通至管道周围的测试工具上方和待测试BOP下方的环形空间。在测试之后，管道串和测试工具被从井孔抽走，并且可重新开始正常的钻井操作。
但是，这种方法在设备安装时间方面的成本是非常高的。在备选测试方法中，海底BOP组可包括安装在海底BOP组底部的倒置操作位置处的额外冲压BOP。因此，倒置BOP可密封从上方引入的测试压力。但是，当将额外的BOP在海底BOP组底部设置为倒置位置时，额外的冲击“腔”可能不会密封井孔压力，因此可能不会在操作期间用做常规的BOP。此外，额外的BOP也可增加海底BOP组的高度、重量和成本。
因此，有利的是，采用能够在海底双向密封的冲压式BOP，使得BOP组可在不在井中采用专用测试工具的情况下进行测试。此外，这种双方向冲压BOP将允许BOP组在不需要用于测试目的的专用倒置腔的情况下得以测试。此外，因为存在大量的海底BOP组，所以有利的是，采用成本低的设备和方法改进现有的冲压式BOPs，这样它们能够沿两个方向密封。
目前能够有效地在例如门或滚珠阀中双向密封孔或管道的一种装置需要在可动压力挡板的任一侧上采用分离的密封件(或者金属-金属密封，或者可变形密封)，由此每个密封件独立于其他密封件产生作用，从而从一个方向或者另一方向密封压力。
但是，尝试这种“双密封”方案的冲压式BOPs会不利地将压力流体截留在冲压块后面，由此有效地液压锁定冲压块。额外地，“底部”密封机构会增加复杂度和制造成本。此外，因为冲击块的重量大以及井孔流体的磨损性质，所以这种冲压式BOP上的工作寿命可能会受到限制。
具有双向密封冲压块的冲压式BOP公开在授权于Helfer等的美国专利No.4,655,431，其完整内容引用结合于此。Heifer的冲压式BOP包括围绕冲压块的外周密封件，其中冲压块中的冲压块表面与后部之间的通道，在前密封件上方和下方，以及冲压块中的阀装置允许流体仅从冲压块的前部向后部流通。这种设计被称为是从任一方向保持压力的均等。
另外，具有双方向密封冲压件的冲压式BOP公开在授权于Van Winkle等的美国专利No.6,124,619，其完整内容引用结合于此。代替传统的密封件，VanWinkle的冲压式BOP包括冲压块密封件，其围绕冲压块从而密封冲压件后面的空间。另外，设置一机构从而选择性地将冲压件后面的容积连接至相邻于冲击件的更高压井孔容积(在上方或下方)。该连接形成为沿两个方向自由流动，由此允许井孔压力排空以及产生压力差变化的波动。
此外，具有双方向密封冲压件的BOP教导在授权于Whitby等的美国专利6.719,262，其完整内容引用结合于此。Whitby专利的这一BOP包括上部密封件和底部密封件，从而消除截留在冲压块后面的流体的流出问题，该BOP包括两个流体连通系统。该第一连通系统是选择性操作系统，用于平衡每个冲压件背部后面的压力与冲压填充物下方的流体压力。第二连通系统包括选择性操作流体连通系统，用于平衡每个冲压件的背部之间的流体压力与冲压填充物上方的流体压力。如此，每个选择性操作流体控制系统包括连接于此用于这种“选择性”操作的控制单元。
所有的现有技术方案都取决于完全地密封水平孔中的冲压块以及平衡井孔(在冲压块上方或下方)与冲压块后面容积之间的压力差。这些系统是相对复杂和昂贵的，该压力平衡通道易于塞住(plugging)(例如，通过在钻井泥中钻进切割)，特定压力平衡阀部件的故障可提供从冲压块下方的井孔至冲压块上方的井孔的敞开管道。更关键地，如果压力平衡机构出现故障(例如，不论由于通道被塞紧还是阀部件出现故障)同时正在操作海底防喷器组，很可能需要钻井操作的停止，井的封存(killing the well)，以及将整个海底防喷器组拉至表面进行维修。因此，希望采用双方向密封冲压式BOP，其不需要压力平衡通道或阀。另外，也希望采用冲压式BOP，能够使用“传统”冲压式BOP的现有冲压块密封件而密封双方向压力。
发明内容
在一个方面，这里公开的实施例涉及一种冲压式防喷器。该冲压式防喷器包括主体；穿过所述主体的竖直孔；穿过所述主体并与所述竖直孔相交的水平孔；设置在所述主体相对侧上的水平孔中的一对冲压块，其中，所述冲压块适于进入和离开竖直孔的受控侧向移动。所述冲压式防喷器还包括在所述主体与所述水平孔附近之间围绕所述竖直孔设置的密封承载件，其中所述密封承载件配置成沿着所述竖直孔的轴线移动。所述冲压式防喷器还包括位于所述主体与所述密封承载件之间的密封装置。
在另一方面，这里公开的实施例涉及一种冲压式防喷器。该冲压式防喷器包括：主体；穿过所述主体的竖直孔；穿过所述主体并与所述竖直孔相交的水平孔；设置在所述主体相对侧上的水平孔中的一对冲压块，其中，所述冲压块适于进入和离开竖直孔的受控侧向移动。该冲压式防喷器还包括在所述竖直孔与所述水平孔的相交部分处设置的密封承载件，其中，所述密封承载件配置成沿着所述竖直孔的轴线移动，并且与冲压块对其中的至少一个的上部密封件形成密封地接合。该冲压式防喷器还包括位于所述主体与所述密封承载件之间的密封装置。
此外，在另一方面中，这里公开的实施例涉及一种冲压式防喷器。该冲压式防喷器包括：主体；穿过所述主体的竖直孔；穿过所述主体并与所述竖直孔相交的水平孔；设置在所述主体相对侧上的水平孔中的一对冲压块，其中，所述冲压块适于进入和离开竖直孔的受控侧向移动。该冲压式防喷器还包括在所述竖直孔与所述水平孔的相交部分处设置的密封承载件，其中，所述密封承载件配置成在所述冲压块上方的流体压力的作用下推动成与冲压块对其中的至少一个密封接合。该冲压式防喷器还包括位于所述主体与所述密封承载件之间的密封装置。
此外，在另一方面中，这里所公开的实施例涉及一种致动冲压式防喷器的方法。该方法包括在井孔轴线附近相对于彼此密封一对冲压块通过作用在所述冲压块上的流体压力而将密封承载件密封地接合冲压块对其中的至少一个。所述密封承载件配置成沿着井孔轴线密封地移动。
这里公开的实施例的其他方面和优势将根据随后的说明书和所附的权利要求而变得清楚明了。
附图说明
图1是水下BOP防喷器组的示意图。
图2是冲压式防喷器的横截面剖视图。
图3是用于现有技术中存在的冲压式防喷器的上密封板的横截面示意图。
图4A是用于根据这里公开的实施例的冲压式防喷器的密封承载件的横截面剖视图。
图4B是用于根据这里公开的实施例的冲压式防喷器的备选密封承载件的横截面剖视图。
图4C是加压状态下如图4B所示的密封承载件的横截面剖视图。
图4D是用于根据这里公开的实施例的冲压式防喷器的第二备选密封承载件的横截面剖视图。
图5是根据这里公开的实施例的提供围绕钻井管道的密封接合的冲压式防喷器的冲压块和密封承载件的横截面剖视图。
具体实施方式
在一个方面，这里公开的实施例涉及具有改善的密封承载件的冲压式防喷器。在另一方面，这里公开的实施例涉及具有一密封承载件的冲压式防喷器，该密封承载件配置成沿着冲压式防喷器的竖直孔的轴线移动。在另一方面，这里公开的实施例涉及具有一密封承载件的冲压式防喷器，该密封承载件配置成被推动与冲压式防喷器的冲压式组件的上部密封件密封接合。
现在参照图4A，示出根据这里所公开的实施例的冲压式防喷器的密封承载件520的横截面剖视图，具有处于“关闭”位置的冲压块108，使得它们被关闭并且相对于来自于下方的井孔压力进行密封。密封承载件520围绕竖直孔104设置在壳体102与水平孔106之间，位于竖直孔104和水平孔106的相交位置处。密封承载件520包括套筒部分520A和凸缘部分520B。此外，套筒部分520A包括套筒上表面520C和设置在套筒部分520A的外表面上的凹槽526中的O环形密封件524。凸缘部分520B从套筒部分520A相对于井孔轴线105(未示出)沿径向向外延伸，并且具有凸缘上表面520D。冲压块108如图所示处于“闭合”位置，即，完全进入竖直孔104，使得该前密封件(例如，图2的109)处于密封接合。
此外，如图所示，密封承载件520受到BOP体102沿径向方向的约束，但是可在冲压式BOP的操作期间在规定的范围内沿竖直方向移动。相对比地，图3所示的上密封磨损板120受到螺栓122和夹头式插入件122A约束并且被抑制不能进行轴向移动。因此，如果冲压块108处于封闭BOP位置(如图4所示)，那么密封承载件520的向上移动可被限制为通过上密封件116而保持有效的密封。如图所示，向上移动可受到凸缘上表面520D与主体102之间的接触的限制。类似地，下部行程可受到冲压块本身的限制，或者现有技术中其他保持方法的限制。在任何情况下，并且在密封承载件520的所有位置处，表面520C必须保持与冲压块108上方的竖直孔104流体联通。
仍然参见图4A，O形环524的特征是在水平平面中测量的O形环的密封区域524A。类似地，当冲压块被“封闭”并且前密封件109处于密封接合时，上密封件116的特征为同样在水平平面内测量的上密封区域116A。本领域技术人员可知，虽然有效的O形环密封区域524A可能是大体环形，但是有效的上密封区域116A也可以不是大体环形。但是，本领域技术人员可知，上密封区域116A的平均直径可以小于O形环的密封区域524A的平均直径。
此外，本领域技术人员可知，虽然只有一个单独的O形环密封件524示出在图4A中，但是其他密封装置也可在不脱离本发明的范围的情况下应用在密封承载件520上。在一项选定实施例中，密封承载件520可包括设置在冲压式防喷器的外壳和密封承载件之间的额外O形环。例如，凹槽中的O形环可设置在密封承载件520的凸缘部分520B上。可选择地，其他密封装置可与密封承载件520结合使用以代替O形环。尤其地，可使用的密封组件具有附接至密封承载件520的模制橡胶和唇式密封件。此外，在其他实施例中，“除杂密封件”可设置成相邻于孔104内的BOP体102上的密封承载件520从而防止任何碎片(例如，砂子、石子、石头、细石、脏物、沙子)侵入密封承载件520与BOP体102之间的空间。
现在参照4B，示出在冲压式BOP一侧上的水平孔106和竖直孔104之间的相交部分的可选密封承载件520。如图4B所示，冲压块108描述为处于完全缩回(“打开”)位置，台阶106A位于水平孔106的下表面上，对应凹槽在冲压块108中。当冲压块108缩回至水平孔106(即，当竖直孔104完全打开时)，其下落离开台阶106A，释放上密封件116上的压力并且延长密封件的寿命。本领域技术人员可知，台阶106可以是BOP体102的组成部分，或者分离的可更换部件。
在图4B所示的实施例中，密封承载件520通过设置在BOP体102的弹簧凹槽526中的至少一个弹簧525而向下偏置。弹簧凹槽526可围绕竖直轴线(未示出)沿径向布置，使得向下的偏置力可以平均地施加至密封承载件520。本领域技术人员可知，其他机械偏置机构(例如，设置在圆周凹槽中的弹性体环形件)也可以使用。在这一实施例中，密封承载件520被冲压块108限制不做进一步的向下移动。
此外，应当指出的是，在图4B所示的实施例中，冲压块108可包括压力平衡路径，采用机制入冲压块108底表面中的凹槽101(或者“防泥槽”)的形式，从而允许在位于前密封件109下方的一部分竖直孔104与冲压块(未示出)后面的水平孔106的容积之间进行压力联通。
现在参照图4C，图4B的密封承载件520的横截面剖视图示出处于封闭测试位置的冲压块108。在测试位置处，冲压块108相对于来自于上方的井孔压力密封。如图所示，井孔压力527向下作用在冲压块108的上表面上并且使得冲压块108稍微地向下移动。因为套筒上表面520C与竖直孔104流体联通，所以井孔压力也用于沿向下方向推动密封承载件520。由于井孔由前密封件密封(例如，图2的109)，所以通过上密封件116在冲压块108与密封承载件520之间产生密封，并且通过O形环524在密封承载件520与主体102之间产生密封。因此，向下推动密封承载件与上密封件116接触所用的净力可计算为：
Force＝(OA-TA)×WBP (方程1)
其中，OA是O形环密封区域524A，TA是上密封区域116A，WBP是井孔压力527。
此外，如果密封承载件520采用机械方式向下偏置(如图所示采用弹簧件525)，那么净力也可包括偏置弹簧525的总向下力。在选定实施例中，O形环密封区域524A可以5％超过上密封区域116A，从而确保测试压力下的正确密封。在其他实施例中，密封区域之间的差可能大于10％。
现在参照图4D，用于冲压式防喷器的备选密封承载件520如图所示与冲压块108接合，封闭密封于来自下方的井孔压力。如图所示，密封承载件520包括代替图4A-4C的O形环524的唇形密封件524B，以及多个螺钉530，限制密封承载件520的向下移动。螺钉(例如，Allen-头部有帽螺钉)530可拧入沿径向方式与套筒上表面520C相对的BOP体102。如图所示，密封承载件520包括具有台阶的孔532，从而容纳螺钉530，弹簧525以它们为中心同心地安装。
此外，多个固定螺钉531可径向安装在密封承载件520中。因此，密封承载件520的向下移动的下限可由固定螺钉531和螺钉530的头部的相对竖直位置而确定。向下的机械偏置通过弹簧525提供，其如图所示为盘簧，但是可以是产生弹性力的任何适当的装置，诸如Bellville垫圈或弹性体弹簧。在一项实施例中，偏置弹簧力可通过套筒上表面520C与BOP体102之间的厚弹性衬垫而提供，并且使得螺钉530通过其中。有利地，这种衬垫可用作偏置弹簧和除杂密封件。
现在参照图5，示出在冲压式BOP的双侧上的竖直孔104与水平孔105之间的相交部分的横截面剖视图，冲压块108处于完全伸展(“封闭”)位置，处于采用从上方施加的井孔压力527的“测试”模式。如前所述，前密封件109和上密封件116密封地连接，使得当冲压式BOP关闭时，它们共同地完全密封竖直孔104。O形环密封区域524A和上密封区域116A的范围可如上所述参照图4A和4C而识别。
本领域技术人员可知，在图4A-4D以及图5中，虽然密封承载件520如图所示定位在水平孔106的中心轴线上方，但是本发明不应当如此局限。尤其地，在选定实施例中，密封承载件可定位在水平轴线下方，使得密封承载件可在来自于下方的高压流体的作用下被推动而与冲压块密封接合。
有利地，根据这里公开的实施例的装配有密封承载件的冲压式BOP可仅使用现有的上密封件和前密封件以及密封承载件后面的一个额外的低成本密封件密封双向压力。此外，这种BOP可密封这种双向压力，同时不使用昂贵、麻烦和复杂的压力偏置机构和方法。此外，根据这里公开的实施例的密封承载件可以容易地且低成本地适应于现有冲压式BOPs，因此允许较老的BOP防喷器在海底低成本且快速地就地测试，而不需要专门的BOP“腔”进行测试。
虽然已经参照有限数量的实施例说明本发明，但是本领域技术人员可知，在本公开内容的教导下，可以在不脱离本发明的这里公开的范围而设计其他实施例。因此，本发明的范围应当仅受到所附的权利要求的限制。
Claims (19)
1、一种冲压式防喷器，包括：
主体；
穿过所述主体的竖直孔；
穿过所述主体并与所述竖直孔相交的水平孔；
设置在所述主体相对侧上的水平孔中的一对冲压块，其中，所述冲压块适于进入和离开竖直孔的受控侧向移动；
在所述主体与所述水平孔附近之间围绕所述竖直孔设置的密封承载件；以及
位于所述主体与所述密封承载件之间的密封装置；
其中，所述密封承载件配置成沿着所述竖直孔的轴线移动。
2、根据权利要求1所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件配置成密封地接合所述冲压块对其中的至少一个的上密封件。
3、根据权利要求2所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件的压力密封区域大于所述冲压块的压力密封区域。
4、根据权利要求1所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件包括套筒部分和凸缘部分。
5、根据权利要求4所述的冲压式防喷器，其中，所述密封装置设置在所述套筒部分上。
6、根据权利要求1所述的冲压式防喷器，其中，所述密封装置包括O形环和模制橡胶其中至少一个。
7、根据权利要求1所述的冲压式防喷器，还包括相邻于所述密封承载件设置的除杂密封件。
8、根据权利要求1所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件设置在所述水平孔的轴线上方。
9、根据权利要求1所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件设置在所述水平孔的轴线下方。
10、一种冲压式防喷器，包括：
主体；
穿过所述主体的竖直孔；
穿过所述主体并与所述竖直孔相交的水平孔；
设置在所述主体相对侧上的水平孔中的一对冲压块，其中，所述冲压块适于进入和离开竖直孔的受控侧向移动；
在所述竖直孔与所述水平孔的相交部分处设置的密封承载件；以及
位于所述主体与所述密封承载件之间的密封装置；
其中，所述密封承载件配置成沿着所述竖直孔的轴线移动；
其中，所述密封承载件配置成与冲压块对其中的至少一个的上部密封件形成密封地接合。
11、根据权利要求10所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件的压力密封区域大于所述冲压块的压力密封区域。
12、根据权利要求10所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件包括套筒部分和凸缘部分，所述密封装置设置在所述套筒部分上。
13、一种冲压式防喷器，包括：
主体；
穿过所述主体的竖直孔；
穿过所述主体并与所述竖直孔相交的水平孔；
设置在所述主体相对侧上的水平孔中的一对冲压块，其中，所述冲压块适于进入和离开竖直孔的受控侧向移动；
在所述竖直孔与所述水平孔的相交部分处设置的密封承载件；以及
位于所述主体与所述密封承载件之间的密封装置；
其中，所述密封承载件配置成在所述冲压块上方的流体压力的作用下推动成与冲压块对其中的至少一个密封接合。
14、根据权利要求13所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件配置成被推动与冲压块对其中的至少一个的上密封件密封接合。
15、根据权利要求13所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件的压力密封区域大于所述冲压块的压力密封区域。
16、根据权利要求13所述的冲压式防喷器，其中，所述密封承载件包括套筒部分和凸缘部分，所述密封装置设置在所述套筒部分上。
17、一种致动冲压式防喷器的方法，该方法包括：
在井孔轴线附近相对于彼此密封一对冲压块；以及
通过作用在所述冲压块上的流体压力而将密封承载件密封地接合冲压块对其中的至少一个，其中所述密封承载件配置成沿着井孔轴线密封地移动。
18、根据权利要求17所述的方法，其中，所述密封承载件密封地接合所述冲压块对其中至少一个的上密封件。
19、根据权利要求17所述的方法，其中，所述密封承载件的压力密封区域大于所述冲压块的压力密封区域。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/609,585 | 2006-12-12 | ||
| US11/609,585 US8740174B2 (en) | 2006-12-12 | 2006-12-12 | Dual-direction ram-type blowout preventer seal |
| PCT/US2007/086938 WO2008073874A1 (en) | 2006-12-12 | 2007-12-10 | Dual-direction ram-type blowout preventer seal |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101600847A true CN101600847A (zh) | 2009-12-09 |
| CN101600847B CN101600847B (zh) | 2013-10-23 |
Family
ID=39496881
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN200780051127.4A Expired - Fee Related CN101600847B (zh) | 2006-12-12 | 2007-12-10 | 双向冲压式防喷器密封件 |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8740174B2 (zh) |
| EP (1) | EP2092152A4 (zh) |
| CN (1) | CN101600847B (zh) |
| AR (1) | AR064218A1 (zh) |
| AU (1) | AU2007333153B2 (zh) |
| BR (1) | BRPI0717915B8 (zh) |
| CA (1) | CA2672463C (zh) |
| MX (1) | MX2009006154A (zh) |
| MY (1) | MY150901A (zh) |
| SG (1) | SG176519A1 (zh) |
| WO (1) | WO2008073874A1 (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102612588A (zh) * | 2009-09-01 | 2012-07-25 | 国民油井华高英国有限公司 | 密封装置和方法 |
| CN105492716A (zh) * | 2013-06-14 | 2016-04-13 | 因诺威特系统有限公司 | 井眼控制系统 |
Families Citing this family (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB0618555D0 (en) * | 2006-09-21 | 2006-11-01 | Enovate Systems Ltd | Improved well bore control vlave |
| US8740174B2 (en) | 2006-12-12 | 2014-06-03 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Dual-direction ram-type blowout preventer seal |
| US8573557B2 (en) * | 2008-12-18 | 2013-11-05 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Bidirectional ram BOP and method |
| US7975761B2 (en) * | 2008-12-18 | 2011-07-12 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Method and device with biasing force for sealing a well |
| US8844898B2 (en) | 2009-03-31 | 2014-09-30 | National Oilwell Varco, L.P. | Blowout preventer with ram socketing |
| US8567490B2 (en) * | 2009-06-19 | 2013-10-29 | National Oilwell Varco, L.P. | Shear seal blowout preventer |
| CA2711717C (en) * | 2009-08-10 | 2018-01-30 | Dean Foote | Blowout preventer having wear, seal and guide plate inserts |
| US8540017B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-09-24 | National Oilwell Varco, L.P. | Method and system for sealing a wellbore |
| US8544538B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-10-01 | National Oilwell Varco, L.P. | System and method for sealing a wellbore |
| US8978751B2 (en) | 2011-03-09 | 2015-03-17 | National Oilwell Varco, L.P. | Method and apparatus for sealing a wellbore |
| RU2483189C1 (ru) * | 2012-05-23 | 2013-05-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Герметизатор устьевой роторный плашечный |
| US9249643B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-02-02 | National Oilwell Varco, L.P. | Blowout preventer with wedge ram assembly and method of using same |
| NO341880B1 (no) * | 2013-11-18 | 2018-02-12 | Aker Solutions As | Symmetriske kutteventil seter |
| US9238950B2 (en) * | 2014-01-10 | 2016-01-19 | National Oilwell Varco, L.P. | Blowout preventer with packer assembly and method of using same |
| US11156055B2 (en) | 2014-10-20 | 2021-10-26 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Locking mechanism for subsea compact cutting device (CCD) |
| US10954738B2 (en) | 2014-10-20 | 2021-03-23 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Dual compact cutting device intervention system |
| US9732576B2 (en) * | 2014-10-20 | 2017-08-15 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Compact cutting system and method |
| US10655421B2 (en) | 2014-10-20 | 2020-05-19 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Compact cutting system and method |
| US9441443B2 (en) * | 2015-01-27 | 2016-09-13 | National Oilwell Varco, L.P. | Compound blowout preventer seal and method of using same |
| US9885420B2 (en) * | 2015-05-07 | 2018-02-06 | Sri Energy, Inc. | Gate valve |
| WO2017039740A1 (en) * | 2015-09-01 | 2017-03-09 | Cameron International Corporation | Blowout preventer including blind seal assembly |
| US9976373B2 (en) * | 2015-09-02 | 2018-05-22 | Cameron International Corporation | Blowout preventer with shear ram |
| WO2017119894A1 (en) * | 2016-01-07 | 2017-07-13 | National Oilwell Varco, L.P. | Blowout preventer with interlocking ram assembly and method of using same |
| US11603730B2 (en) | 2018-07-31 | 2023-03-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Blowout preventer testing apparatus and method |
| WO2021071759A1 (en) * | 2019-10-09 | 2021-04-15 | Kinetic Pressure Control, Ltd. | Pressure control apparatus inserts |
| BR112022011221A2 (pt) * | 2020-01-07 | 2022-08-30 | Kinetic Pressure Control Ltd | Válvula de segurança, e, método para operar uma válvula de segurança |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3078865A (en) * | 1961-04-03 | 1963-02-26 | Acf Ind Inc | Self sealing gate valve |
| US4444404A (en) * | 1982-10-19 | 1984-04-24 | Hydril Company | Variable bore ram packing element and blowout preventer |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1713364A (en) * | 1926-06-16 | 1929-05-14 | Paul Arbon & Company | Tubing oil saver |
| US3791616A (en) * | 1971-09-08 | 1974-02-12 | Hydril Co | Non-rotating ram rod locking assembly for blowout preventer |
| US4192483A (en) * | 1978-12-20 | 1980-03-11 | Grove Valve And Regulator Company | One piece seat ring with O-ring seal |
| US4236692A (en) | 1979-04-20 | 1980-12-02 | Acf Industries, Incorporated | Controlled floating seat for gate valves |
| WO1981002050A1 (en) | 1980-01-11 | 1981-07-23 | M Roussin | Belleville spring-loaded crescent seal |
| WO1981002455A1 (en) | 1980-02-19 | 1981-09-03 | Caterpillar Tractor Co | Belleville loaded seal |
| US4320890A (en) | 1981-02-20 | 1982-03-23 | Acf Industries, Incorporated | Valve seat structure |
| US4364544A (en) * | 1981-05-18 | 1982-12-21 | Daniel Industries, Inc. | Valve seat with sediment guard |
| US4471943A (en) | 1982-01-27 | 1984-09-18 | Nl Industries, Inc. | Valve assembly and seat |
| US4625942A (en) * | 1982-01-27 | 1986-12-02 | Nl Industries, Inc. | Valve assembly, seat and seal |
| BR8307599A (pt) * | 1982-11-05 | 1984-10-02 | Hydril Co | Aparelho e processo de valvula de seguranca |
| US4655431A (en) | 1982-11-05 | 1987-04-07 | Helfer Paul E | Ram-type blowout preventer |
| US4515347A (en) | 1982-12-27 | 1985-05-07 | Joy Manufacturing Company | Valve seat structure |
| US5445359A (en) * | 1983-11-14 | 1995-08-29 | Beson; John | Gate valve |
| US5320327A (en) * | 1983-11-14 | 1994-06-14 | Foster Oilfield Equipment Company | Gate valve |
| US5211373A (en) | 1990-11-14 | 1993-05-18 | Dwight Baker | Gate valve having expanding gate and floating seats |
| US5360061A (en) * | 1992-10-14 | 1994-11-01 | Womble Lee M | Blowout preventer with tubing shear rams |
| JPH10163311A (ja) | 1996-11-27 | 1998-06-19 | Mitsubishi Electric Corp | 半導体装置およびその製造方法 |
| US6164619A (en) | 1999-01-07 | 2000-12-26 | Tuboscope I/P, Inc. | Bi-directional sealing ram |
| US6158505A (en) * | 1999-08-30 | 2000-12-12 | Cooper Cameron Corporation | Blade seal for a shearing blind ram in a ram type blowout preventer |
| US6554247B2 (en) | 2001-05-04 | 2003-04-29 | Hydril Company | Quick release blowout preventer bonnet |
| US6719262B2 (en) | 2001-08-06 | 2004-04-13 | Cooper Cameron Corporation | Bidirectional sealing blowout preventer |
| US20040079909A1 (en) | 2002-10-23 | 2004-04-29 | Cooper Cameron Corporation | Side retainer plate for variable bore ram packer for a ram type blowout preventer |
| US7699554B2 (en) | 2003-06-03 | 2010-04-20 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Removable seal carrier for blowout preventer bonnet assembly |
| US7354026B2 (en) * | 2004-08-17 | 2008-04-08 | Cameron International Corporation | Unitary blade seal for a shearing blind ram in a ram type blowout preventer |
| US7234530B2 (en) | 2004-11-01 | 2007-06-26 | Hydril Company Lp | Ram BOP shear device |
| US8740174B2 (en) | 2006-12-12 | 2014-06-03 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Dual-direction ram-type blowout preventer seal |
-
2006
- 2006-12-12 US US11/609,585 patent/US8740174B2/en active Active
-
2007
- 2007-12-10 MX MX2009006154A patent/MX2009006154A/es active IP Right Grant
- 2007-12-10 WO PCT/US2007/086938 patent/WO2008073874A1/en active Application Filing
- 2007-12-10 EP EP07855039.9A patent/EP2092152A4/en not_active Withdrawn
- 2007-12-10 BR BRPI0717915A patent/BRPI0717915B8/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-12-10 SG SG2011087061A patent/SG176519A1/en unknown
- 2007-12-10 MY MYPI20092255 patent/MY150901A/en unknown
- 2007-12-10 CA CA2672463A patent/CA2672463C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-10 AU AU2007333153A patent/AU2007333153B2/en not_active Ceased
- 2007-12-10 CN CN200780051127.4A patent/CN101600847B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-11 AR ARP070105521A patent/AR064218A1/es not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3078865A (en) * | 1961-04-03 | 1963-02-26 | Acf Ind Inc | Self sealing gate valve |
| US4444404A (en) * | 1982-10-19 | 1984-04-24 | Hydril Company | Variable bore ram packing element and blowout preventer |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102612588A (zh) * | 2009-09-01 | 2012-07-25 | 国民油井华高英国有限公司 | 密封装置和方法 |
| CN102612588B (zh) * | 2009-09-01 | 2015-05-13 | 国民油井华高英国有限公司 | 密封装置和方法 |
| CN105492716A (zh) * | 2013-06-14 | 2016-04-13 | 因诺威特系统有限公司 | 井眼控制系统 |
| US10443336B2 (en) | 2013-06-14 | 2019-10-15 | Enovate Systems Limited | Well bore control system |
| CN105492716B (zh) * | 2013-06-14 | 2020-05-12 | 因诺威特系统有限公司 | 井眼控制系统 |
| CN111764860A (zh) * | 2013-06-14 | 2020-10-13 | 因诺威特系统有限公司 | 井眼控制设备和维护其内部的方法、用于密封井眼的方法 |
| CN111764859A (zh) * | 2013-06-14 | 2020-10-13 | 因诺威特系统有限公司 | 井眼控制设备、连接装置和方法 |
| US10989010B2 (en) | 2013-06-14 | 2021-04-27 | Enovate Systems Limited | Well bore control system |
| US11060373B2 (en) | 2013-06-14 | 2021-07-13 | Enovate Systems Limited | Well bore control system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0717915B8 (pt) | 2022-11-29 |
| MX2009006154A (es) | 2009-06-19 |
| US8740174B2 (en) | 2014-06-03 |
| EP2092152A1 (en) | 2009-08-26 |
| WO2008073874A1 (en) | 2008-06-19 |
| MY150901A (en) | 2014-03-14 |
| AU2007333153B2 (en) | 2013-12-12 |
| AU2007333153A1 (en) | 2008-06-19 |
| CA2672463C (en) | 2015-02-10 |
| BRPI0717915B1 (pt) | 2018-07-03 |
| CA2672463A1 (en) | 2008-06-19 |
| AR064218A1 (es) | 2009-03-18 |
| SG176519A1 (en) | 2011-12-29 |
| CN101600847B (zh) | 2013-10-23 |
| EP2092152A4 (en) | 2018-06-27 |
| US20080135791A1 (en) | 2008-06-12 |
| BRPI0717915A2 (pt) | 2013-11-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101600847B (zh) | 双向冲压式防喷器密封件 | |
| CA2614809C (en) | System and method for dynamic sealing around a drill stem | |
| US8702106B2 (en) | Pressure energized radial seal | |
| AU2009245886B2 (en) | Bidirectional ram bop and method | |
| US8256538B1 (en) | Containment system for oil field riser pipes | |
| US9970569B2 (en) | Closure member position indicator system for use in a blowout preventer | |
| US8499842B2 (en) | Dual barrier plug system for a wellhead | |
| AU2011203299A1 (en) | Made-up flange locking cap | |
| CN103161422A (zh) | 可视闸板位置指示器设备和方法 | |
| CN110924884B (zh) | 带自动保护的钻具浮阀 | |
| US7975761B2 (en) | Method and device with biasing force for sealing a well | |
| US20040118567A1 (en) | Technique for maintaining pressure integrity in a submersible system | |
| CA2528308C (en) | Removable seal carrier for blowout preventer bonnet assembly | |
| CN203321418U (zh) | 一种近钻头井下防喷器 | |
| RU2205939C2 (ru) | Инструмент для посадки пакера | |
| US20230075775A1 (en) | Automatic choking hydraulic shock reduction valve | |
| Venables | Analysis: Deepwater drilling in deep trouble | |
| AU2015201953A1 (en) | Improved Valve Apparatus | |
| DRILL | Worst-case scenario | |
| Venables | Analysis [Briefing in Depth] |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20131023 Termination date: 20211210 |