CN104812991B - 用于在钻探时管理压力的系统和方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种钻探系统的压力管理装置。所述装置包括外壳、一级轴承封装件，所述一级轴承封装件联接至所述外壳以使得所述一级轴承封装件不可从所述外壳移除。所述一级轴承封装件进一步被配置成相对于所述外壳旋转。所述装置还包括密封封装件，所述密封封装件被配置成响应于钻杆插入穿过所述外壳而在所述钻杆与所述一级轴承封装件之间自动地进行密封。
Description
技术领域
本公开大体涉及油田钻探设备，并且更具体地涉及一种用于在钻探时管理压力的装置和方法。
背景技术
常规的海上钻探技术通过利用由通过井循环的钻井液产生的流体静压力来控制井眼内的压力。当仅使用流体静压力来控制井眼压力时，因为通过改变钻井液的密度或钻井液的比重或通过调节泥浆泵循环速率仅可对井眼中的压力进行调节，所以可能很难对压力变化进行补偿。但是这些方法不能处理压力的突然意想不到的变化，因为循环速率诱导的压力变化较小，并且改变钻井液的组成可能花费数小时。更新的技术(如欠平衡钻探和管理压力钻探)通过关闭环空并且利用压力管理装置控制井眼压力来解决这个问题。
附图说明
通过部分地参考以下描述和附图可理解本公开的一些具体的示例性实施方案。
图1是根据本公开的一个实施方案的包括压力管理装置的海上钻井液回流系统的示意图。
图2是根据本公开的另一个实施方案的包括压力管理装置的海上钻井液回流系统的示意图。
图3是根据本公开的另一个实施方案的包括压力管理装置的海上钻井液回流系统的示意图。
图4是根据本公开的另一个实施方案的包括压力管理装置的海上钻井液回流系统的示意图。
图5是根据本公开的管理钻探系统中的压力的示例性方法的流程图。
虽然通过参考本公开的示例性实施方案描绘和描述并且限定了本公开的实施方案，但是所述参考并不暗示对本公开的限制，并且不能推断出这样的限制。如受益于本公开的本领域中的技术人员将想到，所公开的主题能够在形式和功能上存在许多修改、变更和等效形式。所描绘和描述的本公开的实施方案仅为示例性的，并非详尽说明本公开的范围。
具体实施方式
本公开大体涉及钻井操作，并且更具体地涉及用于在钻探时通过使用如本文所述的压力管理装置来管理压力的系统和方法。压力管理装置，也称作或又称为旋转控制装置、旋转控制头、压力控制头、旋转钻探装置、旋转钻探头、旋转环空以及其它类似术语，可包括一级轴承封装件和密封封装件，所述一级轴承封装件和密封封装件允许压力管理装置在旋转钻杆周围产生密封，并且保持环空中(钻杆外部与立管和/或套管和/或裸眼的内部之间的区域)的压力。如果并且当一级轴承封装件发生故障和/或密封封装件开始泄漏时，可能必须移除全部或部分压力管理装置，以便修复和/或更换一级轴承封装件或密封封装件。
可利用本公开的系统和方法以避免在钻探操作时移除压力管理装置的时间消耗。图1示出包括压力管理装置140的海上钻井液回流系统100。系统100可包括钻杆110、轮盘120、分流器组件130、压力管理装置140、快速释放夹170以及接收器或回接心轴180。钻杆110可为与钻头相关联的钻柱的一部分，所述钻头可用于形成广泛的多种井眼或钻孔。钻柱可包括另外的部件，所述另外的部件包括但不限于钻头、钻铤、旋转导向工具、定向钻探工具、井下钻探马达、铰刀、扩孔器或稳定器。钻杆110可联接至轮盘120，并与轮盘120一起旋转，使得可使用轮盘120驱动钻杆110和钻柱的其它部件。或者，钻杆110可联接至顶部驱动或类似地用于使钻杆110旋转的其它系统。
压力管理装置140可包括外壳150、一级轴承封装件160以及可移除的密封封装件190。压力管理装置140可被配置成通过防止钻井液从压力管理装置140沿井孔向上循环来控制井眼和/或立管内的压力。因此，代替使钻井回流液从压力管理装置沿井孔向上循环并且通过分流器组件或钟形嘴130离开系统，钻井回流液可通过节流阀循环，这可增加或减小钻井液的压力，并且从而将压力施加在井眼上。在其井下(downhole)端部，外壳150可通过凸缘或快速释放夹170联接至竖管或立管组件的部件。在其井上(uphole)端部，外壳150可通过对接凸缘、夹具或其它类似的配合装置联接至接收器或回接心轴180，从而联接至竖管或立管组件的部件。
一级轴承封装件160可以防止钻井液在外壳150与一级轴承封装件160之间流动的方式联接至外壳150。一级轴承封装件160可包括轴承组件162、内套筒164以及密封件166。为了允许在不移除一级轴承封装件160的情况下移除钻杆110和/或钻柱的其它部件，内套筒164的内径的尺寸可被设定为，使得钻杆110和钻柱部件可自由地通过内套筒164。
轴承组件162可被配置成允许内套筒164相对于外壳150旋转。轴承组件162可为能够支撑旋转载荷和推力载荷的任何类型的轴承。例如，轴承组件162可包括滚柱轴承、滚珠轴承、轴颈轴承、可倾瓦轴承和/或金刚石轴承。密封件166可将轴承组件162与在环空中循环的钻井液分离。密封件166可为沿着轴承组件162的井上圆周和井下圆周定位的O形环或其它旋转型密封件。密封件166可为橡胶、腈、聚氨酯或任何其它类似的弹性材料。
可移除的密封封装件190可包括外壳192、闩锁元件194、密封元件196以及密封件198。可移除的密封封装件190可被配置成密封环空，并且因此基本上防止钻井液从压力管理装置140沿井孔向上循环。可移除的密封封装件190可包括钻杆110，使得外壳192的至少一部分邻近内套筒164。通过闩锁元件194可防止可移除的密封封装件190的垂直移动，闩锁元件194可从外壳192径向延伸，以将闩锁凹槽、闩锁结构或闩锁台肩接合在内套筒164上。闩锁元件194还使可移除的密封封装件190相对于内套筒164居中。当闩锁元件194被接合时，钻杆110的旋转可引起可移除的密封封装件190和一级轴承封装件160旋转。闩锁元件194可液压地、气动地、机械地或电气地致动，使得可将可移除的密封封装件190容易地接合和脱离一级轴承封装件160。
密封元件196可为锥形元件，其被配置成包括钻杆110并且在钻杆110插入穿过外壳150时在钻杆110与外壳192之间自动地进行密封。可移除的密封封装件190可含有两个密封元件196，一个自另一个沿井孔向上。然而，可移除的密封封装件190可与安装在可移除的密封封装件190的任一端的单个密封元件196一起起作用。密封件198可为沿着外壳192的圆周定位并且被配置成在外壳192与内套筒164之间产生密封的O形环型密封件。密封元件196和密封件198可为橡胶、腈、聚氨酯或任何其它类似的弹性材料。
可移除的密封封装件190可具有有限的可操作寿命(例如100-200个钻探小时)，之后其开始泄漏或以其它方式发生故障。在泄漏和/或发生故障的情况下，通过致动闩锁元件194可将可移除的密封封装件190从压力管理装置140中移除，使得它们不再将闩锁凹槽、闩锁结构或闩锁台肩接合在内套筒164上。一旦脱离，可将可移除的密封封装件190从井眼移除并且用可操作的密封封装件更换。图2示出移除了密封封装件190的压力管理装置。
如果一级轴承封装件160失效，也可将可移除的密封封装件190从井眼中移除。如果一级轴承封装件160失效，可将可移除的密封封装件190从井眼中移除，并且可将二级轴承封装件310(图3和图4中示出)从一级轴承封装件160沿井孔向上安装且邻近一级轴承封装件160。可在不移除一级轴承封装件160和/或压力管理装置140的情况下安装二级轴承封装件310。在一级轴承封装件160失效后，可将二级轴承封装件310和可移除的密封封装件190作为单个单元安装(例如，二级轴承封装件310可以与已经接合的可移除密封封装190一起安装)或可将它们单独安装。
图3示出海上钻井液回流系统300，其中已将二级轴承封装件310与可移除的密封封装件190分开安装。如图3中所示，可在不移除一级轴承封装件160的情况下将二级轴承封装件310从一级轴承封装件160沿井孔向上安装。二级轴承封装件310可包括轴承组件312、内套筒314、密封件316以及可包括闩锁元件322和密封件324的接合组件320。
轴承组件312可被配置成允许内套筒314相对于外壳150旋转。轴承组件312可为能够支撑旋转载荷和推力载荷的任何类型的轴承。例如，轴承组件312可包括滚柱轴承、滚珠轴承、轴颈轴承、可倾瓦轴承和/或金刚石轴承。密封件316可将轴承组件312与在环空中循环的钻井液分离。密封件316可为沿着轴承组件312的井上圆周和井下圆周定位的O形环型密封件。密封件316可为橡胶、腈、聚氨酯或任何其它类似的弹性材料。
如图3中所示，接合组件320可被配置成延伸到一级轴承封装件160中。闩锁元件322可从接合组件320径向延伸，以将闩锁凹槽、闩锁结构或闩锁台肩接合在一级轴承封装件164的内套筒164上。与可移除的密封封装件190的闩锁元件194类似，闩锁元件322可液压地、气动地、机械地或电气地致动，使得二级轴承封装件310可与一级轴承封装件160容易地接合。密封件324可为沿着接合组件320的圆周定位并且被配置成在二级轴承封装件310的接合组件320与一级轴承封装件160的内套筒164之间提供密封的O形环型密封件。密封件324可为橡胶、腈、聚氨酯或任何其它类似的弹性材料。
虽然图1-图3仅示出一级轴承封装件160和二级轴承封装件310，但是如果外壳150具有足够的空间，也可安装另外的轴承封装件。例如，可在不移除一级轴承封装件160或二级轴承封装件310的情况下将三级轴承封装件从二级轴承封装件310沿井孔向上安装。只要外壳150中存在空间，即可以这种方式叠置另外的轴承封装件。
如上文所述，图4示出与二级轴承封装件310接合的可移除的密封封装件190。如上文所述，可将二级轴承封装件310和可移除的密封封装件190作为单个单元安装或可以将它们单独安装。当可移除的密封封装件190与二级轴承封装件310接合时，通过闩锁元件194可防止可移除的密封封装件190的垂直移动，所述闩锁元件194可从外壳192径向延伸，以将闩锁凹槽、闩锁结构或闩锁台肩接合在二级轴承封装件310的内套筒314上。当闩锁元件194被接合时，钻杆110的旋转可包括可移除的密封封装件190和二级轴承封装件310的旋转。当将可移除的密封封装件190结合二级轴承封装件310安装时，井下密封元件196可与接合组件320的表面密封，从而基本上防止钻井液从压力管理装置140沿井孔向上循环。
图5示出根据本公开的使用压力管理装置管理钻探系统中的压力的示例性方法500。在505处，可将一级轴承封装件定位在压力管理装置的外壳内并且联接至该外壳。在步骤510处，可将一级轴承封装件与压力管理装置的外壳密封。在步骤515处，可通过凸缘或快速连接夹将压力管理装置的外壳的井下端部联接至立管或立管组件的部件。
在步骤520处，一级轴承封装件可与钻杆密封。如上文所述，一级轴承封装件可通过可移除的密封封装件与钻杆密封，所述可移除的密封封装件可与一级轴承封装件接合以密封环空，从而基本上防止钻井回流液从压力管理装置沿井孔向上循环。在步骤525处，可做出对一级轴承封装件是否密封的判断。如果一级轴承封装件是可操作的，那么方法可进行至步骤530。
在步骤530处，可做出关于可移除的密封封装件是否保持一级轴承封装件与钻杆之间密封的判断。如果保持密封，那么方法可进行至步骤535。如果确定可移除的密封封装件没有保持一级轴承封装件与钻杆之间密封，那么方法可进行至步骤540。在步骤540处，可将可移除的密封封装件从压力管理装置中移除并且更换。在更换可移除的密封封装件之后，方法可再次进行至步骤530。如果密封封装件的更换是密封的，那么方法可进行至步骤535。在步骤535处，钻探系统可操作，并且可使用压力管理装置管理井眼中的压力。
如果在步骤525处确定一级轴承封装件已经变为不可操作的，那么方法可进行至步骤545。在步骤545处，可将另外的轴承封装件从一级轴承封装件沿井孔向上定位在压力管理装置的外壳内。如上文所述，如果一级轴承封装件失效，那么可将可移除的密封封装件从井眼中移除，并且可将另外的轴承封装件从一级轴承封装件沿井孔向上安装且邻近该一级轴承封装件。另外的轴承封装件可通过接合组件与一级轴承封装件接合，从而基本上防止另外的轴承封装件的垂直移动。
在步骤550处，可将另外的轴承封装件与一级轴承封装件或压力管理装置的外壳密封。可使用O形环型密封件将另外的轴承封装件与一级轴承封装件密封，O形环型密封件沿着另外的轴承封装件的接合组件的圆周定位并且被配置成在二级轴承封装件的接合组件与一级轴承封装件的内套筒之间提供密封。可选地，或另外地，另外的轴承封装件可包括沿着其井上圆周定位的O形环型密封件，所述O形环型密封件可被配置成在另外的轴承封装件与压力管理装置的外壳之间提供密封。
在步骤555处，另外的轴承封装件可与钻杆密封。另外的轴承封装件可通过可移除的密封封装件与钻杆密封。可将可移除的密封封装件结合另外的轴承封装件安装，或可单独安装。当可移除的密封封装件与另外的轴承封装件接合时，井下密封元件可与另外的轴承封装件的接合组件的表面密封，从而基本上防止钻井回流液从压力管理装置沿井孔向上循环。
在另外的轴承封装件的安装和密封之后，方法可进行至步骤530，在步骤530处可做出关于可移除的密封封装件是否保持轴承封装件与钻杆之间密封的判断。如果可移除的密封封装件是密封的，那么方法可进行至步骤535。在步骤535处，钻探系统可操作，并且可使用压力管理装置管理井眼中的压力。
如果可移除的密封封装件没有保持另外的轴承封装件与钻杆之间密封，那么方法可进行至步骤540。在步骤540处，可将可移除的密封封装件从压力管理装置中移除并且更换。在更换可移除的密封封装件之后，方法可进行至步骤535。在步骤535处，钻探系统可操作，并且可使用压力管理装置管理井眼中的压力。
周期性地在钻探系统运行期间，方法可返回至步骤525，以确定轴承封装件是否仍然是可操作的。如果做出轴承封装件不可操作的判断，那么该方法可在不移除已经安装的那些轴承封装件的情况下通过安装和密封另外的轴承封装件进行，如关于步骤545至步骤555的方法所述。只要压力管理装置的外壳中存在空间，即可以这种方式叠置另外的轴承封装件。
虽然已对本公开进行了详细描述，但是应了解，在不脱离所附权利要求书所限定的本公开的精神和范围的情况下，可对本公开做出各种改变、替换以及变更。
Claims (15)
1.一种钻探系统的压力管理装置，其包括：
外壳；
一级轴承封装件，其被定位在所述外壳内且联接至所述外壳以使得所述一级轴承封装件不可从所述外壳移除并且被配置成相对于所述外壳旋转；
二级轴承封装件，其从所述一级轴承密封件沿井孔向上，所述二级轴承封装件被配置成相对于所述外壳旋转并且在不移除所述一级轴承封装件的情况下进行安装；以及
密封封装件，其被配置成响应于钻杆插入穿过所述外壳而在所述钻杆与所述二级轴承封装件之间自动地进行密封，
其中所述二级轴承封装件包括：
轴承组件；
内套筒；
轴承密封件，其中所述轴承密封件被配置成将所述轴承组件与在所述钻探系统中循环的钻井液分离；以及
接合组件，其包括闩锁元件和接合密封件，所述闩锁元件被配置成通过接合所述一级轴承封装件来防止所述二级轴承封装件沿井孔向上移动，所述接合密封件被配置成能密封地接合所述内套筒。
2.如权利要求1所述的压力管理装置，其中所述一级轴承封装件包括：
轴承组件；
内套筒；以及
轴承密封件，其中所述轴承密封件被配置成将所述轴承组件与在所述钻探系统中循环的钻井液分离。
3.如权利要求1所述的压力管理装置，其中所述闩锁元件被配置成电气地、机械地、气动地或液压地接合和脱离。
4.如权利要求1所述的压力管理装置，其中所述密封封装件包括：
密封封装件外壳；
闩锁元件，所述闩锁元件被配置成防止所述密封封装件沿井孔向上移动；
密封元件，所述密封元件被配置成在所述钻杆与所述密封封装件外壳之间进行密封；以及
密封件，所述密封件沿着所述密封封装件外壳的圆周定位。
5.如权利要求4所述的压力管理装置，其中所述密封件被配置成电气地、机械地、气动地或液压地接合和脱离。
6.一种钻井液回流系统，其包括：
立管；
钻杆；以及
安装在所述立管中的压力管理装置，所述压力管理装置包括：
外壳；
一级轴承封装件，其被定位在所述外壳内且联接至所述外壳以使得所述一级轴承封装件不可从所述外壳移除并且被配置成相对于所述外壳旋转；
二级轴承封装件，其从所述一级轴承封装件沿井孔向上，所述二级轴承封装件被配置成相对于所述外壳旋转并且在不移除所述一级轴承封装件的情况下进行安装；以及
密封封装件，其被配置成响应于所述钻杆插入穿过所述外壳而在所述钻杆与所述二级轴承封装件之间自动地进行密封，
其中所述二级轴承封装件包括：
轴承组件；
内套筒；
轴承密封件，其中所述轴承密封件被配置成将所述轴承组件与在所述钻井液回流系统中循环的钻井液分离；以及
接合组件，其包括闩锁元件和接合密封件，所述闩锁元件被配置成通过接合所述一级轴承封装件来防止所述二级轴承封装件沿井孔向上移动，所述接合密封件被配置成能密封地接合所述内套筒。
7.如权利要求6所述的系统，其中所述一级轴承封装件包括：
轴承组件；
内套筒；以及
轴承密封件，其中所述轴承密封件被配置成将所述轴承组件与在所述系统中循环的钻井液分离。
8.如权利要求6所述的系统，其中所述闩锁元件被配置成电气地、机械地、气动地或液压地接合和脱离。
9.如权利要求6所述的系统，其中所述密封封装件包括：
密封封装件外壳；
闩锁元件，所述闩锁元件被配置成防止所述密封封装件沿井孔向上移动；
密封元件，所述密封元件被配置成在所述钻杆与所述密封封装件外壳之间进行密封；以及
密封件，所述密封件沿着所述密封封装件外壳的圆周定位。
10.如权利要求9所述的系统，其中所述闩锁元件被配置成电气地、机械地、气动地或液压地接合和脱离。
11.一种管理钻探系统中的压力的方法，其包括：
将一级轴承封装件定位在外壳内，其中所述一级轴承封装件被配置成相对于所述外壳旋转；
将所述一级轴承封装件与所述外壳密封；
将所述外壳固定地联接至立管；
将所述一级轴承封装件与钻杆密封；以及
响应于所述一级轴承封装件的失效，在不将所述一级轴承封装件从所述外壳移除的情况下将二级轴承封装件从所述一级轴承封装件沿井孔向上定位在所述外壳内；将所述二级轴承封装件与所述一级轴承封装件或所述外壳密封；以及将所述二级轴承封装件与所述钻杆密封，
其中将所述二级轴承封装件与所述钻杆密封包括：
将密封封装件定位在所述二级轴承封装件与所述钻杆之间；
将所述密封封装件密封至所述二级轴承封装件；以及
将所述密封封装件密封至所述钻杆。
12.如权利要求11所述的方法，其中将所述一级轴承封装件与所述钻杆密封包括：
将密封封装件定位在所述一级轴承封装件与所述钻杆之间；
将所述密封封装件密封至所述一级轴承封装件；以及
将所述密封封装件密封至所述钻杆。
13.如权利要求12所述的方法，其中定位所述密封封装件包括将所述密封封装件的闩锁元件与所述一级轴承封装件接合。
14.如权利要求12所述的方法，其中所述密封封装件包括：
密封封装件外壳；
密封件，其被配置成在所述外壳与所述一级轴承封装件之间进行密封；以及
密封元件，其被配置成在所述密封封装件外壳与所述钻杆之间进行密封。
15.如权利要求11所述的方法，其中定位所述二级轴承封装件包括将所述二级轴承封装件的闩锁元件与所述一级轴承封装件接合。
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