CN105209713A - 使用双管钻柱的井筒钻井 - Google Patents

Abstract

公开一种用于使用同心双管钻柱钻井筒的方法和设备。可沿着所述钻柱的长度提供间隔的多个可个别地选择性隔离的转向口，由此促进在井筒环空内泵送井控制流体而无需将所述钻柱下钻或起钻。多个单向止回阀可包括在所述双管钻柱的内管内的各个点处以使长的无循环周期期间的颗粒物质的沉淀最小化。在海上配置中，所述钻柱可在无海上隔水管的情况下使用。提供旋转控制装置，且液压动力单元位于海底处用于控制并且润滑所述旋转控制装置。泵可位于所述海底处用于经由所述旋转控制装置管控井筒环空压力。

Description

使用双管钻柱的井筒钻井

优先权

本申请是2013年5月6日申请的标题为“METHODANDSYSTEMFORSUBSEARISERLESSDRILLING”的美国临时专利申请第61/820,059号的国际申请，并且要求其优先权，其公开的完整内容以引用的方式并入本文中。

技术领域

本公开大致涉及油田设备，且尤其涉及钻井系统，和用于在地表中钻井筒的钻井技术。更具体地，本公开部分涉及海上钻井技术和系统。

发明背景

本领域中已知各种钻井方法和系统。多数配置使用旋转钻头，所述旋转钻头由钻柱承载并且在井筒中传送，所述钻柱接着由位于井筒上方的钻机承载。钻头可通过钻柱旋转，且钻柱也可包括用于旋转钻头的井底组合件井下旋转电动机的部分。

钻柱大体上由钻管的个别立根组成，所述个别立根在钻头行进至地表中时组装。钻井流体通过钻柱被泵至钻头，且被引导出钻头中的喷嘴以冷却钻头且移除地层岩屑。钻井流体也可用于提供液压动力至井下工具的目的，诸如位于用于旋转钻头的井底组合件(BHA)中的泥浆电动机。废钻井流体和夹带的地层岩屑从井筒的底部被压出，且被向上带动穿过存在于钻柱与井筒壁之间的环空。

在钻海上油井的情况下，钻机定位在水表面上方，大致在井筒上方。隔水管通常被提供在钻机与海底处的井筒之间以允许钻柱被方便地下钻至井筒中且从井筒中起钻。隔水管也提供环形井筒流径的延伸部用于使钻井流体和岩屑返回至钻机用于处理和再使用。

最新开发的钻井方法和系统可用同轴双管钻柱取代高产的单管钻柱。同轴双管钻柱具有固定在外管内的内管，由此界定内管内的内流道且界定在内管与外管之间的环形区域内的外流道。

在这种配置中，钻井流体可经由外流道被供应至钻头，且充满地层岩屑的返回钻井流体可经由内流道从钻井移除。单个转向口可被提供在钻柱的末端处，通常在BHA(若供应)的刚好井口位置上，其将内流径流体连接至井筒，由此允许井筒底部处的废钻井流体再次进入钻柱且经由内流道返回井口。

如已大致描述般的双管钻柱的使用包括用于返回钻井流体流的流道并且可提供优于使用单管钻柱的钻井的数个优点。在特定海上条件下，这样一种系统可免除部署钻井隔水管的需要，前提是建立海水与井筒环空之间的替代阻挡层。返回流道使井筒无地层岩屑。改进的钻孔清洁导致较短停工期。最后，由于整个井筒环空不再形成用于钻井流体循环的流径，所以井筒环空内的流体是实质上静态的，这对于用于管控井筒压力的特定技术而言可能是较佳的。

附图简述

下文参考附图详细描述实施方案，其中：

图1是根据实施方案的无隔水管双管钻柱钻井系统的横截面的正视图，其示出从海上平台延伸至海底处的井口和水下防喷器组和相关支撑组件；

图2是概括用于远程替换图1的钻井系统的旋转控制装置的密封组合件的根据实施方案的方法的步骤的流程图；

图3是图1的旋转控制装置的正视图，其中纵向四分之一被剖开以揭示内部结构，其示出可移除密封组合件和润滑流径的细节；

图4是用于将密封组合件可移除地连接至旋转控制装置的外壳的图3的旋转控制装置的夹具的平面图；

图5是根据实施方案的双管钻柱钻井系统10的部分横截面的正视图；

图6是根据实施方案的在转向口上向下看的沿着图7的线6-6取得的双管钻柱的横截面；

图7是图6的转向口的轴向横截面，其示出被配置用于远程、独立操作的阀门组合件和致动器；

图8是图5的双管钻柱的一部分的轴向横截面，其示出定位在内部流道内且定位在开放位置中的止回阀组合件；和

图9是图8的双管钻柱和止回阀组合件的轴向横截面，其示出处于关闭位置中的止回阀组合件。

具体实施方式

上述公开可在各种实例中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和简明的目的，且本身不规定所讨论的各种实施方案和/或构造之间的关系。此外，空间相对术语，诸如“下方”、“之下”、“下部”、“上方”、“上部”、“井口”、“井下”、“上游”、“下游”和类似术语可为了方便描述而在本文中用于描述如图中所示的关系。空间相对术语旨在涵盖除图中描绘的定向以外的使用中或操作中的设备的不同定向。

图1是根据实施方案的无隔水管双管钻柱钻井系统10的部分横截面的正视图。参考图1，钻井系统10包括钻机14，所述钻机14可包括转盘15、顶部驱动单元16、绞车17和在地表中钻井筒所需的其它设备。

在图1的实施方案中，钻井系统10包括位于水体11的表面的海上平台19。海上平台19可为例如张力腿平台、柱体式平台、半潜式平台或钻井船。在其它实施方案中，本公开的钻井系统可位于陆地上。

钻机14可大致位于井口20上方，在图1的海上配置的情况下，所述井口20位于水体11的海底处。钻机14悬挂同心双管钻柱12，所述同心双管钻柱12向下延伸穿过水体11，穿过穿透井口20形成的通道30，且延伸至被钻的井筒32中。井筒32壁与双管钻柱12的外壁之间的环形区域界定井筒环空34。

井口20理想地承载防喷器(BOP)组21，所述防喷器(BOP)组21可包括例如，闸板BOP22、24和环形BOP26。BOP22、24、26包括用于容纳钻柱12的轴向通道23，且配置有闭合装置，诸如剪切式、全封闭或管式闸板(在闸板BOP22、24的情况下)或弹性体封隔器(在环状BOP26的情况下)以在紧急情况下关闭井筒32。BOP控制盒28可位于井口20附近(例如在海底)用于BOP组21的冗余致动。液压阻流管线27和压井管线29也被理想地提供至BOP组21用于紧急井压控制。

旋转控制装置(RCD)40(也被技术人员称作旋转控制头、旋转防喷器或旋转转向器)承载在BOP组21的顶部。RCD40具有外壳41，所述外壳41具有穿透其中形成的用于容纳钻柱12的轴向通道42。如下文参考图3更详细讨论，RCD40包括可旋转密封组合件43，所述可旋转密封组合件43可例如包括一个或更多个弹性体密封元件和轴承组合件。密封组合件43形成钻柱12的外壁与外壳41之间的动态密封，由此将井筒环空34与水体11流体隔离，同时允许钻柱12轴向平移和旋转。RCD40可为主动或被动型装置，且它也可采用环形BOP的形式。

水下液压生产单元(HPU)50也被提供在海底上，邻近RCD40。HPU50经由一个或更多个润滑管道52流体耦合至RCD40以选择性地提供液压润滑至RCD40的密封元件正上方和/或正下方的密封组合件43和/或钻柱12的外部。具体地，可在钻柱12被下钻至井筒32中(包括钻井操作)时，通过在密封元件的顶部上或附近提供润滑剂以及在钻柱12从井筒32起钻时在密封元件的底部上或附近提供润滑剂而实现适当的润滑。HPU50可为闭合的循环系统，或它可能是例如，冒口润滑系统。

在一个或更多个实施方案中，从水体11供应的海水可被用作用于冷却和润滑RCD密封组合件43的润滑剂。如果需要额外润滑性，那么它可通过使用替代的润滑流体或将海水与适当的添加剂(诸如环保清洁剂)混合而提供。这样一种添加剂或润滑剂可通过馈给管线53从水体11的表面或位于海底的罐54供应给HPU50。

RCD40的密封元件可为在钻井操作期间需替换的消耗品。因此，密封组合件43被优选地设计为可从外壳42移除，且由钻柱12带至水体11的表面或从水体11的表面带回。可移除夹具44抵抗井筒环空34的流体压力将密封组合件43固定在RCD外壳42内的适当位置或抵着RCD外壳42固定。夹具44可包括可远程操作的致动器45。在一个或更多个实施方案中，HPU50可选择性地操作RCD夹具44的致动器45。例如，致动器45可为液压活塞-气缸组合件或液压电动机，且HPU50可经由液压管道55流体耦合至致动器45。

图2是概括用于替换密封组合件43的方法150的步骤的流程图。参考图1和图2，在步骤152中，钻柱12通过钻机14抬高直至承载在钻柱12的末端处的钻头212(图5)位于闭合装置(即，BOP组21的闸板和/或环形封隔器)上方。

钻柱12可包括在其末端上的BHA210(图5)，所述BHA210具有比密封组合件43的内径大的外径。因此，密封组合件43可通过跨坐在BHA的顶部而接合且被带至钻机14(并且带回)。但是，如果它具有足够大的外径，那么由钻柱12承载的任何运送构件(包括钻铤、接头或简单地钻头212(图5))可替代BHA用于接合并且运送密封组合件43。

管状间隔件60可根据需要被提供在BOP组21与RCD40之间以在步骤154中容纳BHA在最上方BOP井筒闭合装置(例如，全封闭闸板)与RCD40的密封元件的最下方部分之间的长度。额外结构支撑件61可被提供为与管状间隔件60对准以承载并且加固RCD40。

在步骤156中，一旦BHA无最上方BOP闭合装置，但在它到达根据需要容纳在管状间隔件60内的密封组合件43的最下方部分之前，BOP组21就被致动以关闭一个或更多个其闭合装置并且由此流体隔离井筒32。

在步骤158中，跨密封组合件43的任何差压可被平衡。例如，RCD40的通道42可通过导管72选择性地排放至缓冲罐70，所述缓冲罐70可收集且保存加压井环形流体。泵74也可被提供在海底处以用海水冲洗通道42的流体内容物和管状间隔件60，在缓冲罐70中收集任何井流体以防止污染水体11。为了促进压力平衡，以及在钻井操作期间增强RCD40的操作，在密封组合件43上方和下方具有压力传感器76、77来准确确定差压是有利的。

在步骤160中，RCD夹具44经由致动器45被释放。HPU50可经由液压管道55选择性地操作致动器45，且HPU50可通过通信链路80从水体11的表面远程控制。

在步骤162中，钻柱12通过钻机14被抬高至水体11的表面。由于BHA具有比密封组合件43的内径更大的外径，所以密封组合件43在钻柱12被起钻时被带至海上平台19。

替代地，如果需要完全移除RCD40，那么不释放夹具44。取而代之，远程操作工具(ROV)可被部署来断开RCD40或可释放将RCD40连接至BOP组21的不同的远程操作夹箝装置。接着，整个RCD40可以相同方式通过钻柱12被带至海上平台。

可通过颠倒上述步骤，根据需要使用ROV来将钻柱12引导至适当位置中而将替换密封组合件43(或RCD40，依情况而定)下放至海底处的适当位置中。

重新参考图1，钻井系统10也可包括承载在RCD40顶部的钻柱引导器90。海上平台19在潮、浪、风和海流的环境条件下可能经历纵向平移、侧向平移和偏航运动。此外，钻柱12在从海上平台19穿过水体11时不受限制且同样地遭遇急流。因此，钻柱12经历相对于井口20在海底处的位置的侧向移动。引导器90充当导缆器来将钻柱12与RCD40、BOP组21和井口20的共同轴对准，由此在密封组合件43上释放应力并且使磨损最小化。引导器90的上端可具有宽、锥形开口以增强引导器90与钻柱12之间的接合。

除如上文描述支持密封组合件43替换外或作为其补充，泵74可用于支持井控制操作和管控压力钻井(MPD)技术。例如，泵74可诸如经由RCD40的通道42施加受控反压力至井筒环空34中的流体。但是，其它压力源也可用于环形压力控制，包括阻流管线27。

至少一个通信链路80提供在水体11表面处的一个或更多个位置与BOP控制盒28、HPU50和泵74的一个或更多个之间分别用于控制BOP组21、RCD40和环空32压力的一个或更多个。

在一个或更多个实施方案中，通信链路80可通过脐带式管缆(umbilical)82实施。脐带式管缆82可包括若干液压、电和/或光纤光学线路，例如，包括馈给线管线53和阻流管线27以及压井管线29。在一个或更多个实施方案(未明确图示)中，脐带式管缆82从海底延伸至海上平台19。在另一个实施方案中，为了防止脐带式管缆82与钻柱12缠在一起，浮船或设备84(诸如钻井支撑船)可被提供在水体11的表面处，与海上平台19分开达一定距离。

在一个或更多个实施方案(未明确图示)中，通信链路80可采用其它远程遥测技术，诸如如通常结合管线和水下生产树和井口使用。例如，通信链路80可包括声链路，其可穿透所述水体11操作。

图3是根据实施方案的RCD40的部分横截面的正视图。RCD40用于密封井筒环空34(图1)，所述井筒环空34与形成在RCD40的外壳41内的通道42流体连通。外壳41甚至在钻柱12在其中旋转且纵向平移时抵着通道42内的钻柱12的外壁密封。为此目的，RCD40包括可移除密封组合件43，所述可移除密封组合件43包括一个或更多个弹性环形密封元件46。如果使用多个密封元件46，那么密封组合件43可包括护罩47。为了允许密封元件46和护罩47在钻柱12旋转时旋转，密封组合件43包括轴承组合件48，所述轴承组合件48可接着包括内承载环110，所述内承载环110使用轴承114和密封件116在外承载环112内旋转。内承载环承载密封元件46和护罩47。夹具44可释放地固定外承载环112，且由此将整个密封组合件43(具有密封元件46、护罩47和轴承组合件48)固定至外壳41。

RCD40可包括一个或更多个润滑流径120以为轴承114和密封元件46/钻柱12界面供应润滑剂57的供应。润滑流径120经由润滑管道52在外壳41处流体连接至HPU50(图1)。在一个或更多个实施方案中，在外壳41内，第一润滑流径120a流体连接至在内承载环110与外承载环112之间以及在上密封件116a与下密封件116b之间划定的轴承区域123，以为轴承114供应润滑剂。润滑流径120a可包括歧管122，所述歧管122随内承载环110旋转，且通过穿透内承载环110形成的一个或更多个口流体连接至轴承区域123。润滑剂57经由歧管122被供应至上密封元件46a与下密封元件46b之间的钻柱12的外壁。歧管122也可延伸至上密封元件46a的顶部用于在钻柱12的下行期间选择性地将润滑剂57供应至所述位置。歧管122可包括喷嘴或类似物来在密封元件46/钻柱12界面处引导润滑剂57。第二润滑流径120b可穿透外壳41提供以在钻柱12的向上移动期间选择性地将润滑剂57引导至下密封元件46b的底部。虽然本文中公开特定润滑流径120，但是技术人员将了解多种润滑流径可适于特定RCD，包括具有用于选择性润滑的可选择性隔离分支的润滑流径。

图4是根据实施方案的RCD40的夹具44的平面图。夹具44可包括第一可移动夹箝臂130a和第二可移动夹箝臂130b。在图示的实施方案中，夹箝臂130a、130b是弓形的且可在夹箝位置(虚线所示)与释放位置(实线位置)之间平移，在所述夹箝位置中，它们靠近彼此或另外邻近彼此，在所述释放位置中，它们分开达足够距离以允许外承载环112配合在它们之间。但是，在其它实施方案(未图示)中，夹箝臂可具有其它形状，和/或可枢转或倾斜以提供间隙供外承载环112从RCD外壳41移除(图3)。此外，可适当地提供任何数量(包括一个)夹箝臂。

在图示的实施方案中，夹具44包括第一致动器45a和第二致动器45b，其被连接以选择性地移动夹箝臂130a、130b。每个致动器45可包括旋转导螺杆134的液压电动机132。每个导螺杆具有相反螺纹区段135a、135b，夹箝臂130a、130b被螺接在所述螺纹区段135a、135b上。每个致动器可包括托架136来支撑电动机132和导螺杆134。致动器45可通过液压管道55流体连接至HPU50(图1)。在其它实施方案中，可提供任何数量(包括一个)的致动器45，且致动器45可包括活塞-气缸配置或其它适当机构。

图5是根据一个或更多个实施方案的双管钻柱钻井系统10'的部分横截面的正视图。如使用图1的钻井系统10，图5的钻井系统10'包括钻机14，所述钻机14可位于陆地上或海上。钻机14可位于井口20上方，且可包括转盘15、顶部驱动16、绞车17和用于在地表中钻井筒所需的其它设备。防喷器(未明确示出)和相关设备也可被提供在井口20上。钻机14悬挂双管钻柱12穿过RCD40、井口20且进入井筒32中。

双管钻柱12包括内管202，所述内管202被安置在外管204内。内管202和外管204可为偏心或同心的。环形外流道208被界定在内管202与外管204之间，且内流道206被界定在内管202的内部内。井筒环空34被界定在钻柱12的外部与井筒23的内壁之间。

钻柱12的末端可包括BHA210和旋转钻头212。BHA210可包括井下泥浆电动机214、扶正器216和各种其它工具218，诸如提供测井或测量数据、定向数据、遥测等的工具。钻井流体220可通过一个或更多个钻井流体泵224从储器222被泵送穿过管道226至钻柱12的延伸出井口20的上端。钻井流体220接着流动穿过钻柱12的外流道208，穿过BHA210，且从形成在旋转钻头212中的喷嘴离开。

位于钻柱12的末端附近的末端转向口250在正常钻井操作期间将环空34与内流道206流体连接。在井筒32的底端31上，钻井流体220可与地层岩屑和其它井下流体和碎屑混合。钻井流体/岩屑混合物接着向上流动穿过井筒环空34，流过BHA210且穿过末端转向口250进入内流道206。混合物继续向上流动穿过钻柱12的内流道206。管道228可将流体返回至储器222，且各种类型的筛、过滤器和/或离心机(未明确示出)可被提供来在将钻井流体220返回至储器222之前，移除地层岩屑和其它井下碎屑。

在特定井压控制操作中，上端井筒环空34可经由RCD40填充井控制流体(例如，高密度流体)以更改环空34内流体的密度。通过新引入的高密度流体而移位的先前流体可经由末端转向口250和内流道206被压出井筒环空34。在替代的井压控制操作中，通过使穿过内流道206的流体流反向，高密度流体可被向下泵送穿过内管202且在钻柱12的末端附近穿过转向口250被泵入井筒环空34中以帮助填充环空。移位的井筒流体可经由RCD40回收。因此，在经由末端转向口250填充环空34的同时，双管钻柱12可在井筒32内被抬高或放低以促进填充井筒环空34的整个长度。

但是，根据实施方案，除末端转向口250外，沿着双管钻柱12按各种间隔提供一个或更多个中间转向口252。转向口250、252可通过使用一个或更多个传统技术而被独立、远程和优选地重复打开和关闭。因此，每个转向口250、252包括阀门组合件，所述阀门组合件具有用于操作可被远程以及独立控制的阀门的致动器。阀门组合件可包括阀门组件，例如，诸如浇口、挡板、球体、碟和衬筒，其在打开位置与关闭位置之间枢转、平移或旋转。致动器导致阀门组件定位在打开位置与关闭位置之间，且可例如通过泥浆脉冲遥测、射频识别(RFID)标签、落球(dropball)或利用双管钻柱12的内导电管202和外导电管204作为通信总线。致动器可例如由钻井流体差压提供液压动力或从电池，通过从由钻井流体流旋转的涡轮发电或通过利用双管钻柱12作为一对电导体而被提供电动力。此外，可适当地使用用于远程控制转向口250、252且为其提供电力的其它配置。

因此，在图5的实施方案中，井筒环空34内流体的完整体积可被容易地替换而无需将钻柱12下钻或起钻或无需一路泵送高密度流体至井筒32。例如，转向口250可被打开，且转向口252a、252b可被关闭。高密度流体可被泵送穿过内流道206来从转向口250填充环空至转向口252a，其中先前较低密度流体在井筒32的顶部处经由RCD40离开。接下来，转向口250被关闭，且转向口252a被打开。泵送继续穿过内流道206和转向口252a以用高密度流体填充环空34直至到达转向口252b，和等等，直至井筒32。

根据一个或更多个实施方案，双管钻柱12可包括一个或更多个单向止回阀260，所述单向止回阀260被安置在内管202内，且沿着钻柱12间隔。止回阀260可被定向来控制向下流动，且由此在长的无循环周期内，阻止悬浮在内流道206中的钻井流体220内的较重岩屑和地表微粒一路沉淀至钻柱12的底部。在一些实施方案中，可为简单机械阀门，且在其它实施方案中，止回阀260可被远程致动至打开位置以允许向下流动穿过内流道206，诸如用于上述井压控制操作。在后续实施方案中，止回阀260可以如上文参考转向口250、252描述的相同方式控制并且提供动力。止回阀260可具有口或另外提供小流道(未图示)以提供井筒32的底部31与钻柱12的上端之间的压力连通和有限流动能力。

图6是根据实施方案的在转向口250、252上向下看的双管钻柱12的横截面。图7是图6的转向口250、252的轴向横截面。参考图6和图7，转向口250、252可包括圆柱形主体300，所述圆柱形主体300定位在双管钻柱12的外流道208内且用密封件302、304分别抵着内管204的外壁和外管204的内壁密封。

纵向穿透主体300形成的一个或更多个孔隙310在主体300上方和下方流体耦合外流道208。径向穿透主体300、内管202和外管204形成的一个或更多个孔隙320选择性地将内流道206与井筒环空34流体耦合。主体300可被键合至内管202和外管204以维持适当的旋转对准。

提供阀门组合件，其在图6和图7中图示的实施方案中包括挡板330，所述挡板330在打开位置(实线所示)和关闭位置(虚线位置所示)之间枢转用于选择性隔离孔隙320。但是，阀门组合件可包括任何适当的阀门组件，例如，诸如浇口、挡板、球体、碟和衬筒，其在打开位置与关闭位置之间枢转、平移或旋转。挡板330通过电致动器334(诸如螺线管)定位。但是，可使用任何适当的致动器，包括电、机械、液压、气动或类似致动器。

在特定实施方案中，电力和装置可寻址控制可通过内管202和外管204沿着钻柱12的长度传输至致动器300。致动器300可用引线336电连接至内管202和外管204。内管202可为“热”导体，且外管204可接地，这是因为外管204可能与接地的钻机14(图5)导电接触。内管202的外壁和/或外管204的内壁可涂布电绝缘材料(未明确示出)以防止内管202通过钻井流体或至外管204的其它接触点的短路。电绝缘材料的实例包括聚酰胺、聚四氟乙烯或其它含氟聚合物、尼龙或陶瓷涂层。主体300可类似地由陶瓷材料或具有介电绝缘涂层的金属合金制成。陶瓷提供针对流动砂、岩屑、废物或其它颗粒物质的高耐腐蚀性。但是，可适当地使用用于提供通信和电力至致动器300的其它形式，包括泥浆脉冲遥测、射频识别(RFID)标签、落球和类似物。

图8和图9是根据实施方案的图5的止回阀260的轴向横截面。止回阀260可包括定位在内管202内且使用密封件372密封在内管202内的主体370。枢转挡板374允许如图8中所示在向上方向上的流动，且阻止如图9中所示在向下方向上的流动。挡板可通过绕枢轴销378缠绕的环形弹簧376被推至图9的关闭位置中。足够压力的流体流将克服弹簧376的关闭力。在另一个实施方案中，止回阀260可包括用于允许止回阀260的受控、选择性、远程操作的致动器，诸如参考转向口250、255公开的致动器。

概括地，已描述用于钻井筒的钻井系统和方法。钻井系统的实施方案可具有：钻机；同心双钻管钻柱，其由钻机承载且延伸至井筒中，同心双钻管钻柱包括被安置在外管内的内管，井筒内和钻柱的外壁外的区域界定环空；沿着钻柱安置的第一阀门，其选择性地将内管的内部与环空流体耦合；和沿着钻柱安置的第二阀门，其选择性地将内管的内部与环空流体耦合；其中第一阀门和第二阀门可独立以及远程致动。海上钻井系统的实施方案可具有：井口，其水体的海底上，所述井口界定通道；旋转控制装置，其具有承载在井口顶部的外壳，所述外壳界定与井口的通道流体连通的通道；海上平台，其被安置在水体的表面上方；同心双钻管钻柱，其由平台承载且延伸穿过旋转控制装置的通道进入井口的通道中，井口和钻柱界定其间的环空，旋转控制装置包括密封元件，所述密封元件抵着钻柱的外壁动态密封以将环空与水体流体隔离，旋转控制装置上方的钻柱的外壁与水体接触；液压动力单元，其位于海底附近且耦合至旋转控制装置以供应润滑剂至密封元件；加压流体源，其选择性地流体耦合至环空；和至少一个通信链路，其可在水体的表面处的位置与液压动力单元和加压流体源的至少一个之间操作。钻井筒的方法的实施方案可包括：在水体的海底处提供防喷器；提供承载在防喷器上方的旋转控制装置，所述旋转控制装置包括外壳和以内径为特征的可释放密封组合件；提供从水体的表面延伸穿过旋转控制装置和防喷器进入井筒的钻柱，钻柱在末端上承载钻头，钻柱承载以大于密封组合件的内径的外径为特征的运送构件；将钻柱抬高至钻头高于防喷器，且运送构件低于密封组合件的位置；随后关闭防喷器的闭合装置以流体隔离井筒；平衡跨密封组合件的压力；远程将密封组合件从外壳解除夹箝；和随后将钻柱抬高至表面，运送构件承载密封组合件。

任何上述实施方案可包括单独或彼此结合的下列元件或特性的任一个：井底组合件，其承载在钻柱的末端处；防喷器，其承载在井口的顶部，在旋转控制装置下方的位置处，防喷器具有穿透其中形成的通道，所述通道与井口和旋转控制装置的通道流体连通，防喷器包括闭合装置，所述闭合装置被配置来选择性地将井口的通道与旋转控制装置的通道隔离；夹具，其连同旋转控制装置一起包括在内以选择性地将密封元件连接至旋转控制装置的外壳；管状间隔件，其承载在防喷器的顶部，在低于旋转控制装置的位置处，间隔件具有轴向长度，所述轴向长度足够大使得井底组合件可定位在防喷器的闭合装置与旋转控制装置的密封元件之间；液压动力单元，其被配置来致动夹具；夹具可从水体的表面处的位置远程控制；引导器，其承载在旋转控制装置的顶部；引导器具有锥形上端；加压流体源包括泵，所述泵被安置在海底处并且选择性地流体耦合至环空；泵可从水体的表面处的位置远程控制；加压流体源包括阻流管线，所述阻流管线在水体的表面处的一点与海底之间延伸，所述阻流管线选择性地流体耦合至环空；阻流管线连接至防喷器，所述防喷器承载在井口的顶部，在旋转控制装置下方的位置处；润滑流径，其穿透旋转控制装置形成，在密封元件处或附近与钻柱的外壁流体连通，润滑流径选择性地与液压动力单元流体耦合；液压动力单元被配置来通过润滑流径将一定量的水体传递至钻柱的外壁；罐，其被安置在海底处且包含一定体积的润滑剂，罐被选择性地流体耦合至液压动力单元，液压动力单元被配置来通过润滑流径将一定量的润滑剂传递至钻柱的外壁；润滑剂管线，其在水体的表面处的一点与海底之间延伸，润滑剂管线选择性地流体耦合至液压动力单元，液压动力单元被配置来通过润滑流径将一定量的润滑剂从润滑剂管线传递至钻柱的外壁；罐，其被安置在海底处且选择性地流体耦合至旋转控制装置的通道用于在旋转控制装置的通道与罐之间转移流体；水体的表面处的位置是在海上平台处；浮船，其被安置在水体的表面处，其中水体表面处的位置在浮船处；脐带式管缆，其从浮船延伸至液压动力单元和加压流体源的至少一个，至少一个通信链路经由脐带式管缆提供；防喷器，其承载在井口的顶部，在旋转控制装置下方的位置处；阻流管线和压井管线，其各从浮船延伸至防喷器，阻流管线和压井管线被选择性地流体耦合至防喷器；第一压力传感器，其连同旋转控制装置一起包括在内且被定位用于测量密封元件上方的第一点处的压力；第二压力传感器，其连同旋转控制装置一起包括在内且被定位用于测量密封元件下方的第二点处的压力；第一压力传感器和第二压力传感器耦合至至少一个通信链路用于与水体的表面处的位置通信；至少一个通信链路，其可在第一阀门和第二阀门与钻机之间操作用于独立且远程地从钻机致动第一阀门和第二阀门；至少一个通信链路，其可在第一阀门和第二阀门与钻机之间操作用于独立且远程地从钻机致动第一阀门和第二阀门；多个止回阀，其在内管内沿着钻柱被安置在多个点处以阻止内管内的井下流动；提供防喷器与旋转控制装置之间的管状间隔件；将运送构件容纳在管状间隔件内；且所述运送构件是井底组合件。

本公开的摘要仅用于大致为专利局和公众提供从粗略阅读确定技术公开的性质和要点的方式，且它仅表示一个或更多个实施方案。

虽然已详细图示各种实施方案，但是本公开不限于所示的实施方案。本领域技术人员可想到上述实施方案的修改和变更。这些修改和变更在本公开的精神和范围内。

Claims (25)

1.一种钻井系统，其包括：

井口，其在水体的海底上，所述井口界定通道；

旋转控制装置，其具有承载在所述井口顶部的外壳，所述外壳界定与所述井口的所述通道流体连通的通道；

海上平台，其被安置在所述水体的表面上方；

同心双钻管钻柱，其由所述平台承载且延伸穿过所述旋转控制装置的所述通道进入所述井口的所述通道中，所述井口和所述钻柱界定其间的环空，所述旋转控制装置包括密封元件，所述密封元件抵着所述钻柱的外壁动态密封以将所述环空与所述水体流体隔离，所述旋转控制装置上方的所述钻柱的所述外壁与所述水体接触；

液压动力单元，其位于所述海底附近且耦合至所述旋转控制装置以供应润滑剂至所述密封元件；

加压流体源，其选择性地流体耦合至所述环空；和

至少一个通信链路，其可在所述水体的所述表面处的位置与所述液压动力单元和所述加压流体源的至少一个之间操作。

2.根据权利要求1所述的钻井系统，其进一步包括：

井底组合件，其承载在所述钻柱的末端处；

防喷器，其承载在所述井口的顶部，在所述旋转控制装置下方的位置处，所述防喷器具有穿透其中形成的通道，所述通道与所述井口和所述旋转控制装置的所述通道流体连通，所述防喷器包括闭合装置，所述闭合装置被配置来选择性地将所述井口的所述通道与所述旋转控制装置的所述通道隔离；

夹具，其连同所述旋转控制装置一起包括在内以选择性地将所述密封元件连接至所述旋转控制装置的所述外壳；和

管状间隔件，其承载在所述防喷器的顶部，在所述旋转控制装置下方的位置处，所述间隔件具有轴向长度，所述轴向长度足够大使得所述井底组合件可定位在所述防喷器的所述闭合装置与所述旋转控制装置的所述密封元件之间。

3.根据权利要求2所述的钻井系统，其中：

所述液压动力单元被配置来致动所述夹具；且

所述夹具可从处于所述水体的所述表面处的所述位置远程控制。

4.根据权利要求1所述的钻井系统，其进一步包括：

引导器，其承载在所述旋转控制装置的顶部。

5.根据权利要求4所述的钻井系统，其中：

所述引导器具有锥形上端。

6.根据权利要求1所述的钻井系统，其中所述加压流体源进一步包括：

泵，其被安置在所述海底处，并且选择性地流体耦合至所述环空；其中

所述泵可从所述水体的所述表面处的所述位置远程控制。

7.根据权利要求1所述的钻井系统，其中所述加压流体源进一步包括：

阻流管线，其在所述水体的所述表面处的一点与所述海底之间延伸，所述阻流管线选择性地流体耦合至所述环空。

8.根据权利要求7所述的钻井系统，其中：

所述阻流管线连接至防喷器，所述防喷器承载在所述井口的顶部，在所述旋转控制装置下方的位置处。

9.根据权利要求1所述的钻井系统，其中：

润滑流径，其穿透所述旋转控制装置形成，在所述密封元件处或附近与所述钻柱的所述外壁流体连通，所述润滑流径选择性地与所述液压动力单元流体耦合。

10.根据权利要求9所述的钻井系统，其中：

所述液压动力单元被配置来通过所述润滑流径将一定量的所述水体传递至所述钻柱的所述外壁。

11.根据权利要求9所述的钻井系统，其进一步包括：

罐，其被安置在所述海底处且包括一定体积的润滑剂，所述罐被选择性地流体耦合至所述液压动力单元，所述液压动力单元被配置来通过所述润滑流径将一定量的所述润滑剂传递至所述钻柱的所述外壁。

12.根据权利要求9所述的钻井系统，其进一步包括：

润滑剂管线，其在所述水体的所述表面处的一点与所述海底之间延伸，所述润滑剂管线选择性地流体耦合至所述液压动力单元，所述液压动力单元被配置来通过所述润滑流径将一定量的润滑剂从所述润滑剂管线传递至所述钻柱的所述外壁。

13.根据权利要求2所述的钻井系统，其进一步包括：

罐，其被安置在所述海底处且选择性地流体耦合至所述旋转控制装置的所述通道用于在所述旋转控制装置的所述通道与所述罐之间转移流体。

14.根据权利要求1所述的钻井系统，其中：

所述水体的所述表面处的所述位置是在所述海上平台处。

15.根据权利要求1所述的钻井系统，其进一步包括：

浮船，其被安置在所述水体的所述表面处，其中

所述水体的所述表面处的所述位置在所述浮船处。

16.根据权利要求1所述的钻井系统，其进一步包括：

脐带式管缆，其从所述浮船延伸至所述液压动力单元和所述加压流体源的至少一个，所述至少一个通信链路经由所述脐带式管缆提供。

17.根据权利要求1所述的钻井系统，其进一步包括：

防喷器，其承载在所述井口的顶部，在所述旋转控制装置下方的位置处；和

阻流管线和压井管线，其各从所述浮船延伸至所述防喷器，所述阻流管线和所述压井管线被选择性地流体耦合至所述防喷器。

18.根据权利要求1所述的钻井系统，其进一步包括：

第一压力传感器，其连同所述旋转控制装置一起包括在内且被定位用于测量所述密封元件上方的第一点处的压力；和

第二压力传感器，其连同所述旋转控制装置一起包括在内且被定位用于测量所述密封元件下方的第二点处的压力；其中

所述第一压力传感器和所述第二压力传感器耦合至所述至少一个通信链路用于与所述水体的所述表面处的位置通信。

19.一种钻井系统，其包括：

钻机；

同心双钻管钻柱，其由所述钻机承载且延伸至井筒中，所述同心双钻管钻柱包括被安置在外管内的内管，所述井筒内和所述钻柱的外壁外的区域界定环空；

沿着所述钻柱安置的第一阀门，其选择性地将所述内管的内部与所述环空流体耦合；和

沿着所述钻柱安置的第二阀门，其选择性地将所述内管的内部与所述环空流体耦合；其中

所述第一阀门和所述第二阀门可独立以及远程致动。

20.根据权利要求19所述的钻井系统，其进一步包括：

至少一个通信链路，其可在所述第一阀门和所述第二阀门与所述钻机之间操作用于独立且远程地从所述钻机致动所述第一阀门和所述第二阀门。

21.根据权利要求20所述的钻井系统，其中：

所述至少一个通信链路包括由所述内管界定的第一导体和由所述外管界定的第二导体。

22.根据权利要求19所述的钻井系统，其进一步包括：

多个止回阀，其在所述内管内沿着所述钻柱被安置在多个点处以阻止所述内管内的井下流动。

23.一种用于钻水下井筒的方法，其包括：

在水体的海底处提供防喷器；

提供承载在所述防喷器上方的旋转控制装置，所述旋转控制装置包括外壳和以内径为特征的可释放密封组合件；

提供从所述水体的表面延伸穿过所述旋转控制装置和所述防喷器进入所述井筒的钻柱，所述钻柱在末端处承载钻头，所述钻柱承载以大于所述密封组合件的所述内径的外径为特征的运送构件；

将所述钻柱抬高至所述钻头高于所述防喷器且所述运送构件低于所述密封组合件的位置；随后

关闭所述防喷器的闭合装置以流体隔离所述井筒；

平衡跨所述密封组合件的压力；

远程将所述密封组合件从所述外壳解除夹箝；和随后

将所述钻柱抬高至所述表面，所述运送构件承载所述密封组合件。

24.根据权利要求23所述的方法，其进一步包括：

提供所述防喷器与所述旋转控制装置之间的管状间隔件；和

将所述运送构件容纳在所述管状间隔件内。

25.根据权利要求24所述的方法，其中：

所述运送构件是井底组合件。