海上无隔水管钻井钻井液回流系统的制作方法

1.本公开属于海上能源开采技术领域，涉及一种海上无隔水管钻井钻井液回流系统。


背景技术：

2.在海上实施的钻井作业能够实现海底能源的开发和利用，可以进行石油、天然气以及可燃冰等能源的开采。为了实现深水钻井和超深钻井，在深水钻井作业中可以采用无隔水管钻井技术。然而，对于超深水钻井作业，现有的大型钻井设备使用大孔径隔水管，需要安装高压井控管线，并且是在水下实现安装，无法保证安装的安全性，同时成本较高。
3.具体而言，大孔径隔水管的主要功能是实现钻井液的回流和节流压井操作，通过隔水管附带的连接于船上井控系统和防喷器之间的节流压井管线来实现。通常而言，浅水域的无隔水管钻井的井控管线通过在钻井船与防喷器之间建立一条独立的操作管线来实现。然而，在超深水作业中，安装这样的高压井控管线在经济上是不可取的，在实际中也无法进行安全的安装。
4.目前1000米～2000米的深水无隔水管钻井技术现已比较成熟，一般应用于安装防喷器(blowout preventer，bop)之前的表层钻井。但是无隔水管钻井技术的应用水深具有局限性，随着水深增加，无论在测试使作业水深增加至2000米以上时，还是通过在bop顶部安装旋转控制头(rotary control head，rcd)，钻井液的回流都受到了一定的限制，由于较长的钻井液回流管线对井眼产生的静水压力将极大的影响井眼稳定性，因此在较深海域使用该方法存在明显的局限性。无隔水管钻井过程中的钻井液泵入井眼，再携带着钻屑由就近的钻井液回流管线回流至钻井船的操作，使用水下旋转控制头的方法是不可行的，在水深超过1500到2000米的深海钻井或者更深的钻井场景中，泵的泵送能力受到了限制，无法将足够量和比重的钻井液泵送回钻井船。


技术实现要素：

5.(一)要解决的技术问题
6.本公开提供了一种海上无隔水管钻井钻井液回流系统，能够适用于全水深的水域(包括水深为低于2600米的深水水域，或者水深高于2600米的超深水水域)的海上能源开采，以至少部分克服现有的钻井液回收系统在较深海域的局限性。
7.(二)技术方案
8.本公开的一个方面提供了一种海上无隔水管钻井钻井液回流系统。上述海上无隔水管钻井液回流系统包括：钻井液体积控制单元212、开放水域钻井钻杆211、钻井液回流管线221、安装于钻井液回流管线221的一管段的钻井液回流泵222、以及钻井液处理装置206。钻井液体积控制单元212位于海水内且钻井液体积控制单元212的顶部朝向海水敞开，钻井液体积控制单元212的底部朝向钻井位置。开放水域钻井钻杆211用于自一浮动式钻井平台201下放，并穿过钻井液体积控制单元212进行钻井作业，并且钻井液自钻井平台201通过钻
杆211内部孔洞被泵送至井眼31。钻井液回流管线221与钻井液体积控制单元212通过软管连接。钻井液回流泵222用于将从钻井液体积控制单元212流入钻井液回流管线221的钻井液50泵送回钻井平台201，并经钻井液处理装置206处理后进行循环使用。
9.根据本公开的实施例，钻井液体积控制单元212上安装有压差传感器214，压差传感器214用于根据钻井液体积控制单元212内钻井液与海水的分界面32的高度来传感钻井液体积控制单元212内外的压差值。上述系统还包括：控制单元，该控制单元与压差传感器214和钻井液回流泵222以电学方式和/或通信方式连接，用于根据压差传感器214反馈的压差值来控制钻井液回流泵222，使得钻井液体积控制单元212内钻井液与海水的分界面32处于预设高度。
10.根据本公开的实施例，钻杆211上设置有钻杆u型管阻断阀213；钻井液回流管线221上设置有钻井液回流管线可控u形管阻断阀223。
11.根据本公开的实施例，上述海上无隔水管钻井钻井液回流系统还包括：可分离式连接结构，设置于钻井液体积控制单元212与钻井液回流管线221其中一个之上或者二者之间，上述可分离式连接结构与钻井液体积控制单元212和钻井液回流管线221之间均通过上述软管连接。上述可分离式连接结构包括：固定部，以及与上述固定部可分离式连接的分离部，基于外力作用或电学控制信号的控制使得上述分离部从上述固定部实现分离。
12.根据本公开的实施例，上述海上无隔水管钻井钻井液回流系统还包括：钻井基盘应急断开单元232，设置于钻井液体积控制单元212与钻井液回流管线221之间，用于安装于钻井基盘231上，与井眼31所在的区域间隔设置；与钻井基盘应急断开单元232可分离式连接的应急断开结构件233；用于连接于钻井平台201与应急断开结构件233之间的脐带缆235和张紧连接件234，脐带缆235和张紧连接件234相互固定。其中，应急断开结构件233由张紧连接件234的张紧力进行控制，当拉力达到或大于张紧连接件234的预设张紧力时，应急断开结构件233与钻井基盘应急断开单元232断开连接。本实施例中，上述钻井基盘应急断开单元232作为固定部，应急断开结构件233作为分离部。
13.根据本公开的实施例，上述钻井液回流管线221与钻井液体积控制单元212之间的软管包括：连接于钻井液体积控制单元212与钻井基盘应急断开单元232之间的钻井液吸入软管非应急断开管段216；以及连接于应急断开结构件233与钻井液回流管线221之间的钻井液吸入软管应急断开管段226。其中，钻井液吸入软管非应急断开管段216和钻井液吸入软管应急断开管段226用于传输钻井液50。
14.根据本公开的实施例，上述海上无隔水管钻井钻井液回流系统还包括：无隔水管水下防喷器218，无隔水管水下防喷器218连接于钻井液体积控制单元212与井眼31之间。
15.根据本公开的实施例，上述钻井液回流管线221与钻井液体积控制单元212之间的软管还包括：连接于无隔水管水下防喷器218与钻井基盘应急断开单元232之间的压井软管非应急断开管段217；以及连接于应急断开结构件233与钻井液回流管线221附带的压井管线热刺接头225的固定端之间的压井软管应急断开管段227。其中，压井软管非应急断开管段217和压井软管应急断开管段227用于传输压井液，压井液通过连接到压井管线热刺接头225自由端的压井脐带缆被泵入。
16.根据本公开的实施例，上述海上无隔水管钻井钻井液回流系统还包括：安装于钻井液回流管线221底部的配重单元224，配重单元224中安装有钻井液回流进口阀228和压井
液出口阀229；上述压井管线热刺接头225与配重单元224固定。其中，钻井液吸入软管应急断开管段226经由钻井液回流进口阀228与钻井液回流管线221相连通；压井软管应急断开管段227经由压井液出口阀229及压井管线热刺接头225与压井脐带缆相连通。
17.根据本公开的实施例，无隔水管水下防喷器218包括：闸板阀组。上述闸板阀组包括自上而下间隔设置的防喷器剪切闸板阀2182和防喷器夹紧闸板阀2183；防喷器夹紧闸板阀2183用于在需要安全关闭井眼31时夹紧钻杆211；防喷器剪切闸板阀2182用于在防喷器夹紧闸板阀2183夹紧钻杆211后，切断钻杆211，同时使井眼31被密封。
18.根据本公开的实施例，钻井平台201上设置有转盘和位于转盘上方的井架，转盘上设置有转盘开口208，井架的钻井中心202下方开设有空心区域，空心区域为月池207；其中，钻井液回流泵222与钻井液回流管线221组装之后能够穿过钻井平台201的转盘开口208下放至月池207以下。
19.(三)有益效果
20.从上述技术方案可以看出，本公开提供的海上无隔水管钻井钻井液回流系统，具有以下有益效果：
21.(1)钻井液体积控制单元位于海水内且两端分别朝向海水和钻井位置开放，基于海水静压力、大气压力和井眼涌出的钻井液之间的平衡在钻井液体积控制单元内具有一定的液面高度，基于u型管原理，钻井液体积控制单元内的钻井液通过软管进入至钻井液回流管线并具有一定的液面高度，安装于钻井液体积控制单元一管段内部的钻井液回流泵可以将从钻井液体积控制单元流入至钻井液回流管线中的钻井液泵送至海面以上。在执行钻井作业时，不受钻井平台(例如钻井船)的大小或水深能力的限制，可以适用于深水和超深水的钻井作业，钻井液的循环利用可减少钻井平台用于储存钻井液和其化学药剂的空间，从而降低钻井作业的成本；而且钻井液回流泵无需安装于海床，并且比常规钻井系统的钻井深度更深，可以应用于全水深水域，包括水深h≤2600米的深水水域或者h＞2600米的超深水水域。
22.(2)无需安装沉重的隔水管及其张力系统，由于使用小直径的钻井液回流管线替代了用于泥浆回流的传统大孔径隔水管，使得钻井平台对钻井液的需求量的要求减少70～90％；另外，本公开允许钻井平台相对于井眼有一个更大的偏移量，与使用传统硬质隔水管不同，本公开是在钻井液回流管线与体积控制单元之间连接上采用软管实现柔性连接，由于不需要浮动式钻井平台保持一个非常精准的定位，使得燃油的用量大量减少。
23.(3)由于钻井液回流泵沿着轴向顺序安装于钻井液回流管线内部的一管段，减少了钻井液回流管线的直径尺寸，因此可以在浮动式钻井平台进行安装后能够穿过小尺寸的转盘开口下放至月池以下，避免了现有技术中由于包含隔水管系统尺寸大导致的只能在水下安装的难度和不安全性。此外钻井液回流管线能够通过井架上的起升装置进行安装部署，这种布置可以显著减少钻井作业的操作时间。
24.(4)基于无隔水管水下防喷器的设置，当浮动式钻井平台意外漂移预定位置的时候，切断钻杆与浮动式钻井平台之间的连接，并封住井眼，实现有效的井控。在浮动式钻井平台回到井眼正上方之后可以迅速从井眼中打捞出被夹断的钻杆，否则重新连接将很困难。
25.(5)表层钻井开始时，钻井液通过钻杆进入井眼，当在钻杆上增加新的钻杆部分
时，钻杆内的钻井液的静压力梯度将高于钻杆外开放水域的静压力梯度，根据u型管原理，大量的沉重的钻井液将从钻杆的底部涌出钻杆，通过设置钻杆u型管阻断阀，可以有效阻止因u型管原理而涌出的部分钻井液，同时，钻杆u型管阻断阀还有助于避免在增加钻杆时造成的空气进入，减少了钻井液的损失；通过设置钻井液回流管线可控u形管阻断阀，能够防止因u型管原理涌出的部分钻井液，减少了钻井液的损失。
26.(6)在包含或不包含无隔水管水下防喷器的方案中，通过设置钻井基盘应急断开单元和应急断开结构件，基于脐带缆的控制信号能够在出现紧急情况时断开钻井液回流装置与钻井液体积控制单元之间的管路连接，以及在紧急解除之后进行重新连接，钻井液体积控制单元到钻井基盘上的应急断开单元之间的管路在紧急情况下不断开，不会影响钻井部分的管路连接，避免重新定位井眼；而紧急断开结构件与钻井液回流管线之间的管路在紧急情况下会随着应急断开结构件从钻井基盘应急断开单元的分离而断开，在后续紧急解除之后进行重新连接，有效避免了钻井液回流管线因为紧急情况受到影响。
附图说明
27.图1为根据本公开一实施例所示的不含无隔水管水下防喷器的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的结构示意图。
28.图2为据本公开一实施例所示的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的钻井液实现回流的原理示意图。
29.图3为根据本公开另一实施例所示的包含无隔水管水下防喷器的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的结构示意图。
30.图4为根据本公开一实施例所示的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的主要部件、阀门和管线的示意图。
31.图5为根据本公开一实施例所示的无隔水管水下防喷器和钻井液体积控制单元的结构示意图。
32.图6为根据本公开一实施例所示的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的装配方法流程图。
33.图7为根据本公开一实施例所示的钻井液回流管线和钻井液回流泵通过小口径转盘开口的过程以及将钻井液回流管线悬挂在月池车中的万向悬挂器上的过程示意图。
34.图8为根据本公开一实施例所示的基于海上无隔水管钻井钻井液回流系统的钻井液回收方法流程图。
35.【符号说明】
36.11
‑
海面；12
‑
海床；
37.13
‑
海水；
38.201
‑
浮动式钻井平台；202
‑
钻井中心；
39.203
‑
起升装置；204
‑
月池车；
40.205
‑
万向悬挂器；206
‑
钻井液处理装置；
41.207
‑
月池；208
‑
转盘开口；
42.211
‑
钻杆；
43.212
‑
钻井液体积控制单元；
44.2121
‑
可由rov操作的吸入管线接头；
45.2122
‑
rov辅助控制面板；
46.2123
‑
防喷器控制液蓄能器；2124
‑
蓄能器补液管；
47.213
‑
钻杆u型管阻断阀；214
‑
压差传感器；
48.216
‑
钻井液吸入软管非应急断开管段；
49.217
‑
压井软管非应急断开管段；
50.218
‑
无隔水管水下防喷器；
51.2181
‑
压井软管接入接头；2182
‑
防喷器剪切闸板阀；
52.2183
‑
防喷器夹紧闸板阀；2184
‑
上压井阀；
53.2185
‑
下压井阀；2186
‑
井口头连接器；
54.221
‑
钻井液回流管线；222
‑
钻井液回流泵；
55.223
‑
钻井液回流管线可控u形管阻断阀；
56.224
‑
配重单元；
57.225
‑
压井管线热刺接头；
58.226
‑
钻井液吸入软管应急断开管段；
59.227
‑
压井软管应急断开管段；228
‑
钻井液回流进口阀；
60.229
‑
压井液出口阀；
61.231
‑
钻井基盘；232
‑
钻井基盘应急断开单元；
62.233
‑
应急断开结构件；234
‑
张紧连接件；
63.235
‑
脐带缆；236
‑
脐带缆固定件；
64.31
‑
井眼；32
‑
钻井液与海水的分界面；
65.41
‑
大气压力；131
‑
海水静压力梯度；
66.50
‑
钻井液；
67.51
‑
体积控制单元中钻井液的静压力梯度；
68.61
‑
回流管线中钻井液的静压力梯度；
69.71
‑
回流泵进口压力；72
‑
回流泵出口压力；
70.73
‑
回流泵出口流量。
具体实施方式
71.本公开为海上钻井作业提供了一种无需使用传统的海上平台隔水管便可以将钻井液从井眼返回至钻井平台的海上无隔水管钻井钻井液回流系统。本公开所描述的这套海上无隔水管钻井钻井液回流系统在执行钻井作业时，不受钻井船大小或水深能力的限制，因此可以使用相对较小的浮动式钻井平台(例如钻井船或其他海上钻井设备)，大大提高了经济效益。本公开的海上无隔水管钻井钻井液回流系统可以应用于水下基底或沉积地层的深水钻井或超深水钻井。
72.本公开提供的海上无隔水管钻井钻井液回流系统包括：钻井液体积控制单元、开放水域钻井钻杆、钻井液回流管线、安装于钻井液回流管线的一管段的钻井液回流泵、以及钻井液处理装置。钻井液体积控制单元位于海水内且钻井液体积控制单元的顶部朝向海水敞开，钻井液体积控制单元的底部朝向钻井位置。开放水域钻井钻杆用于自钻井平台下放，
并穿过钻井液体积控制单元进行钻井作业，并且钻井液自钻井平台通过钻杆内部孔洞被泵送至井眼。钻井液回流管线与钻井液体积控制单元通过软管连接。钻井液回流泵用于将从钻井液体积控制单元流入钻井液回流管线的钻井液泵送回钻井平台，并经钻井液处理装置处理后进行循环使用。
73.本公开提供的海上无隔水管钻井钻井液回流系统还可以进一步包括以下结构的至少一种：无隔水管水下防喷器，包含钻井基盘应急断开单元和应急断开结构件的应急断开结构。
74.本公开的带有钻井液体积控制单元和钻井液回流管线的海上无隔水管钻井液回流系统可在两种工况下进行工作，第一种工况为钻井液体积控制单元不安装无隔水管水下防喷器的场景，可以采用附带井口头的钻井液体积控制单元固定于钻井基盘上以在定位好的井眼位置实施钻井操作，如此实现井眼钻进时钻井液的回流。第二种工况为钻井液体积控制单元安装有无隔水管水下防喷器的场景，在钻井液体积控制单元与井眼之间安装有无隔水管水下防喷器，基于水下防喷器除了可以实现常规的钻井作业中使得钻井液回流的功能之外，还能够在浮动式钻井平台意外漂移预定位置的时候，切断钻杆与浮动式钻井平台之间的连接，并封住井眼，实现有效的井控。
75.本公开的海上无隔水管钻井钻井液回流系统可以应用于全水深水域，包括水深h≤2600米的深水水域或者h＞2600米的超深水水域，打破了当前深水钻井的局限性。
76.为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本公开进一步详细说明。
77.本公开的一个示例性实施例提供了一种钻井液可回收的海上无隔水管钻井液回流系统。
78.图1为根据本公开一实施例所示的不含无隔水管水下防喷器的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的结构示意图。图2为据本公开一实施例所示的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的钻井液实现回流的原理示意图。图3为根据本公开另一实施例所示的包含无隔水管水下防喷器的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的结构示意图。
79.图1和图3中示意了海面1和海床12，以一长一短的双划线示意海水，以黑点示意了海水13。
80.参照图1和图3所示，本公开的海上无隔水管钻井钻井液回流系统包括：钻井液体积控制单元212、开放水域钻井钻杆211、与钻井液体积控制单元212间隔设置的钻井液回流管线221、安装于钻井液回流管线221的一管段的钻井液回流泵222、以及钻井液处理装置206。
81.钻井液体积控制单元212位于海水内且钻井液体积控制单元212的顶部朝向海水敞开，钻井液体积控制单元212的底部朝向钻井位置。开放水域钻井钻杆211用于自一浮动式钻井平台201下放，并穿过钻井液体积控制单元212进行钻井作业，并且钻井液自钻井平台201通过钻杆211内部孔洞被泵送至井眼31。钻井液回流管线221与钻井液体积控制单元212通过软管连接。钻井液回流泵222用于将从钻井液体积控制单元212流入钻井液回流管线221的钻井液50泵送回钻井平台201，并经钻井液处理装置206处理后进行循环使用。
82.根据本公开的实施例，参照图1和图3所示，在不安装无隔水管水下防喷器218的时候，钻井液体积控制单元212朝向钻井位置设置，例如可以安装于钻井基盘231的井口头上；
在钻井液体积控制单元212安装有无隔水管水下防喷器218时，该钻井液体积控制单元212安装于无隔水管水下防喷器218的上方。无论上述哪种情况，该钻井液体积控制单元212的顶部均朝向海水敞开，底部朝向钻井位置。图1中尽管示例了压井软管应急断开管段227，实际上在不包含无隔水管水下防喷器218的系统中，该压井软管应急断开管段227可以不安装。在进行表层钻井，在钻井位置钻出井眼的过程中，无需安装无隔水管水下防喷器218。在进行深海钻井时，可以根据需要安装无隔水管水下防喷器218。
83.浮动式钻井平台201作为海上钻井作业的承载装置和控制平台，可以是钻井船，例如图1所示示例的底部位于海水内部的半潜式钻井船。浮动式钻井平台201有两个操作中心，分别为钻井中心202和钻井液回流管线中心，钻井中心202对应为钻杆221的轴线，钻井液回流管线中心可以参照钻井液回流管线221的轴线所示。在钻井中心202和钻井液回流管线221的轴线之间具有一定的距离，以防止工作时钻杆221和钻井液回流管线221发生相互干扰。
84.根据本公开的实施例，参照图1所示，钻井液体积控制单元212上设置有压差传感器214。压差传感器214用于根据钻井液体积控制单元212内钻井液与海水的分界面32的高度来传感钻井液体积控制单元212内外的压差值。浮动式钻井系统还包括：控制器。控制器与压差传感器214和钻井液回流泵222分别电性连接和/或通信连接，用于根据压差传感器214反馈的压差值来控制钻井液回流泵222，使得钻井液体积控制单元212内钻井液与海水的分界面32处于预设高度。本公开中，“a和/或b”表示只包括a，只包括b，或者同时包括a和b。本实施例中，控制器可以位于钻井平台201上，经由脐带缆将控制信号传输至压差传感器214和钻井液回流泵222，或者，在压差传感器214和钻井液回流泵222上安装有无线通信模块，以实现与控制器的通信连接，或者上述情况同时包含。
85.参照图1所示，在无隔水管钻井钻井液回流系统中，井眼是敞开在海水中的，这样井眼中的钻井液将在钻井液体积控制单元212中与海水直接接触，并形成钻井液与海水的分界面32。安装于钻井液体积控制单元212上的一个或多个压差传感器214可以对该分界面32进行实时监控，并实时地将液位信号传给控制器，以达到控制钻井液回流管线221中钻井液回流泵222的实时流量，从而使钻井液与海水的分界面32的高度得到实时且精确的控制。上述控制器可以是设置于浮动式钻井平台201上的主控制器，主控制器能够根据钻井液体积控制单元212内的钻井液与海水的分界面32高度的实时变化来实时调整钻井液回流泵的转速，而达到实时控制钻井液与海水的分界面32高度的目的。
86.参照图1和图2所示，钻井液体积控制单元212位于海水内且两端分别朝向海水和钻井位置(在钻井位置由钻杆211钻出井眼31之后，钻井位置对应井眼31)开放，基于海水静压力、大气压力和井眼31涌出的钻井液50之间的平衡在钻井液体积控制单元212内具有一定的液面高度，图2中示意了海水静压力梯度131、大气压力41以及由钻井液50引起的体积控制单元中钻井液的静压力梯度51。基于u型管原理，钻井液体积控制单元212内的钻井液50通过软管进入至钻井液回流管线221并具有一定的液面高度。为了区别描述进入至钻井液回流管线中的钻井液是由于海水静压力、大气压力和井眼31涌出的钻井液50之间的共同作用达到的平衡，采用附图标记61来示意钻井液回流管线中钻井液静压力梯度，该钻井液回流管线中钻井液静压力梯度61为海水静压力梯度131、大气压力41以及体积控制单元中钻井液的静压力梯度51三者的平衡作用。图2还示意了回流泵进口压力71、回流泵出口压力
72和回流泵出口流量73，钻井液回流泵222比钻井液50通过软管进入至钻井液回流管线221的液面高度略低，将从钻井液体积控制单元212流入至钻井液回流管线221中的钻井液50泵送至海面以上。
87.钻井液回流泵222沿轴向安装于钻井液回流管线221的一管段上。例如，钻井液回流泵222可以有一个或多个，多个钻井液回流泵222沿着轴向顺序布置于钻井液回流管线221的一管段。钻井液回流泵222的位置低于钻井液回流管线221中的钻井液50的液面，此液面高度由大气压、海水和钻井液的静压力平衡来确定。钻井液回流泵的设置位置可以根据钻井液回流泵的个数、泵送能力、钻井液回流管线的直径以及泵送需求进行设置。
88.根据本公开的实施例，参照图1所示，上述海上无隔水管钻井钻井液回流系统中的钻井液处理装置206用于设置于浮动式钻井平台201上。该钻井液处理装置206与钻井液回流管线221连接。钻井液回流泵222将钻井液回流管线221中钻井液50泵送至钻井液处理装置206，由钻井液处理装置206用于对钻井液50进行处理，以将处理后的钻井液50进行循环利用。
89.经过钻井液处理装置206处理后的钻井液将再次通过开放水域的钻井钻杆211送入至井眼31进行钻井作业。
90.本公开的海上无隔水管钻井钻井液回流系统在执行钻井作业时，不受钻井船大小或水深能力的限制，可以适用于深水和超深水的钻井作业。而且钻井液回流泵无需安装于海床，并且比常规钻井系统的钻井深度更深，可以应用于全水深水域，突破了传统技术中在深海水域中进行钻井液回收的限制。
91.在深海科学钻井作业中，本公开的海上无隔水管钻井钻井液回流系统具有可观的经济价值，因为它使得在钻井作业中所使用的钻井液能够被循环利用，而不是像以往没有安装此系统的钻井作业一样将钻井液废弃在海水中。钻井液的循环利用可减少钻井平台用于储存钻井液和其化学药剂的空间，从而降低钻井作业的成本。
92.本公开的海上无隔水管钻井钻井液回流系统采用无隔水管钻井的钻井结构，无需安装沉重的隔水管及其张力系统，由于使用小直径的钻井液回流管线替代了用于泥浆回流的传统大孔径隔水管，使得钻井平台对钻井液的需求量的要求减少70～90％。另外，本公开允许浮动式钻井平台相对于井眼有一个更大的偏移量，另外，本公开允许钻井平台相对于井眼有一个更大的偏移量，与使用传统硬质隔水管不同，本公开是在钻井液回流管线与体积控制单元之间连接上采用软管实现柔性连接，由于不需要浮动式钻井平台保持一个非常精准的定位，使得燃油的用量大量减少。
93.在不需要对井眼进行压力控制的情况下，钻井液体积控制单元212无需安装无隔水管水下防喷器(riserless subsea blowout preventor)，可以采用附带井眼头的钻井液体积控制单元固定于钻井基盘上以在定位好的井眼位置实施钻井操作，如此实现井眼钻进时钻井液的回流。在后面描述的另外的实施例中，上述钻井液体积控制单元212也可安装在无隔水管水下防喷器的上方，以基于无隔水管水下防喷器实现对井眼的压力控制。
94.根据本公开的实施例，参照图1所示，钻杆211上设置有钻杆u型管阻断阀213；钻井液回流管线221上设置有钻井液回流管线可控u形管阻断阀223。
95.表层钻井开始时，钻井液通过钻杆211进入井眼，当在钻杆上增加新的钻杆部分时，钻杆内的钻井液的静压力梯度将高于钻杆外开放水域的静压力梯度，根据u型管原理，
大量的沉重的钻井液将从钻杆的底部涌出钻杆，通过设置安装于钻杆的钻杆u型管阻断阀，可以有效阻止因u型管原理而涌出的部分钻井液，同时，钻杆u型管阻断阀还有助于避免在增加钻杆时造成的空气进入，减少了钻井液的损失；通过设置钻井液回流管线可控u形管阻断阀，能够防止因u型管原理涌出的部分钻井液，减少了钻井液的损失。
96.根据本公开的实施例，为了进一步实现应急情况下的优化，参照图1和图3所示，上述不包含或包含无隔水管水下防喷器218的海上无隔水管钻井钻井液回流系统，还包括：可分离式连接结构，设置于钻井液体积控制单元212与钻井液回流管线221其中之一上或者二者之间，可分离式连接结构与钻井液体积控制单元212和钻井液回流管线221之间均通过上述软管连接，该可分离式连接结构包括：固定部，以及与上述固定部可分离式连接的分离部，控制分离部实现分离的方式包括：外力作用或电学控制信号。例如电学控制信号的形式例如可以是控制器基于脐带缆235向应急断开结构件233向分离部发送断开控制信号，该分离部在断开控制信号的控制下进行结构变化，以实现与固定部的分离。外力作用的控制方式可以参见后续描述的基于张紧连接件234的张力控制的方式。
97.在一实施例中，上述可分离式连接结构包括：钻井基盘应急断开单元232，设置于钻井液体积控制单元212与钻井液回流管线221之间，用于安装于钻井基盘231上，与井眼31所在的区域间隔设置；与钻井基盘应急断开单元232可分离式连接的应急断开结构件233；连接于浮动式钻井平台201与应急断开结构件233之间的脐带缆235和张紧连接件234，脐带缆235和张紧连接件234相互固定。其中，应急断开结构件233由张紧连接件234的张紧力进行控制，当拉力达到或大于张紧连接件234的预设张紧力时，应急断开结构件233与钻井基盘应急断开单元232断开连接。
98.例如，通过脐带缆固定件236实现脐带缆235和张紧连接件234的固定。在一实施例中，张紧连接件234可以是张紧钢丝绳，本公开的张紧连接件234可以是能够提供拉力作用的具有一定机械强度和柔性的连接件，不局限于钢丝绳。
99.钻井基盘应急断开单元232用于固定设置于钻井基盘231上，钻井基盘231用于固定于海床12，且钻井基盘231的部分区域位于井眼31之上。钻井基盘应急断开单元232与井眼31所在的区域间隔设置。在张紧连接件234的受到的拉力达到或大于张紧连接件234的预设张紧力时，应急断开结构件233从钻井基盘应急断开单元232上脱离。
100.在包含或不包含无隔水管水下防喷器的海上无隔水管钻井钻井液回流系统中，通过设置钻井基盘应急断开单元和应急断开结构件，基于脐带缆的控制信号能够在出现紧急情况时断开钻井液回流装置与钻井液体积控制单元之间的管路连接，以及在紧急解除之后进行重新连接，钻井液体积控制单元到钻井基盘上的应急断开单元之间的管路在紧急情况下不断开，不会影响钻井部分的管路连接，避免重新定位井眼；而紧急断开结构件与钻井液回流管线之间的管路在紧急情况下会随着应急断开结构件从钻井基盘应急断开单元的分离而断开，在后续紧急解除之后进行重新连接，有效避免了钻井液回流管线因为紧急情况受到影响。
101.本公开的断开与再连接的功能基于上述示例的钻井基盘应急断开单元和应急断开结构件的结构设置实现，任何安装于钻井液体积控制单元与钻井液回流管线之间可分离式连接结构均在本公开的保护范围之内。在其他实施例中，可分离式连接结构可以被置于钻井液回流管线的底部，或钻井液体积控制单元上，或无隔水管水下防喷器上均可。
102.根据本公开的实施例，参照图1所示，不包含无隔水管水下防喷器218的海上无隔水管钻井钻井液回流系统中，上述连接于钻井液回流管线221与钻井液体积控制单元212之间的软管包括：连接于钻井液体积控制单元212与钻井基盘应急断开单元232之间的钻井液吸入软管非应急断开管段216；以及连接于应急断开结构件233与钻井液回流管线221之间的钻井液吸入软管应急断开管段226。该实施例中，钻井液吸入软管非应急断开管段216和钻井液吸入软管应急断开管段226用于传输钻井液50。
103.根据本公开的实施例，在包含或不包含无隔水管水下防喷器的海上无隔水管钻井钻井液回流系统中，参照图1和图3所示，上述钻井液回流管线221与钻井液体积控制单元212之间的软管包括：连接于钻井液体积控制单元212与钻井基盘应急断开单元232之间的钻井液吸入软管非应急断开管段216；以及连接于应急断开结构件233与钻井液回流管线221之间的钻井液吸入软管应急断开管段226。其中，钻井液吸入软管非应急断开管段216和钻井液吸入软管应急断开管段226用于传输钻井液50。
104.根据本公开的实施例，参照图3所示，在包含无隔水管水下防喷器218的海上无隔水管钻井钻井液回流系统中，无隔水管水下防喷器218连接于钻井液体积控制单元212与井眼31之间。
105.参照图3所示，在包含无隔水管水下防喷器218的海上无隔水管钻井钻井液回流系统中，上述钻井液回流管线221与钻井液体积控制单元212之间的软管除了包括上述钻井液吸入软管非应急断开管段216和钻井液吸入软管应急断开管段226之外，还包括：连接于无隔水管水下防喷器218与钻井基盘应急断开单元232之间的压井软管非应急断开管段217；以及连接于应急断开结构件233与钻井液回流管线221附带的压井管线热刺接头225的固定端之间的压井软管应急断开管段227。其中，压井软管非应急断开管段217和压井软管应急断开管段227用于传输压井液，压井液通过连接到压井管线热刺接头225自由端的压井脐带缆被泵入。
106.图4为根据本公开一实施例所示的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的主要部件、阀门和管线的示意图。尽管图4示例了包含无隔水管水下防喷器的系统，相同的部件细节同样适用于不含无隔水管水下防喷器的系统。
107.参照图1、图3和图4所示，在包含或不含无隔水管水下防喷器218的海上无隔水管钻井钻井液回流系统中，还包括：安装于钻井液回流管线221底部的配重单元224。该配重单元224中安装有钻井液回流进口阀228和压井液出口阀229。上述压井管线热刺接头225与配重单元224固定。其中，钻井液吸入软管应急断开管段226经由钻井液回流进口阀228与钻井液回流管线221相连通；压井软管应急断开管段227经由压井液出口阀229及压井管线热刺接头225与压井脐带缆相连通。
108.根据本公开的实施例，参照图4所示，无隔水管水下防喷器218包括：闸板阀组。上述闸板阀组包括自上而下间隔设置的防喷器剪切闸板阀2182和防喷器夹紧闸板阀2183。防喷器夹紧闸板阀2183用于在需要安全关闭井眼31时夹紧钻杆211。防喷器剪切闸板阀2182用于在防喷器夹紧闸板阀2183夹紧钻杆211后，切断钻杆211，同时使井眼31被密封。
109.图5为根据本公开一实施例所示的无隔水管水下防喷器和钻井液体积控制单元的结构示意图。
110.参照图5所示，钻井液体积控制单元212上设置有可由rov操作的吸入管线接头
2121、rov辅助控制面板2122和防喷器控制液蓄能器2123，以及与防喷器控制液蓄能器2123连接的蓄能器补液管2124。可由rov操作的吸入管线接头2121用于与钻井液吸入软管非应急断开管段216进行连接。
111.基于无隔水管水下防喷器218的设置，当浮动式钻井平台意外漂移预定位置的时候，能够切断钻杆211与浮动式钻井平台201之间的连接，并封住井眼31，实现有效的井控。在浮动式钻井平台201回到井眼31正上方之后可以迅速从井眼31中打捞出被夹断的钻杆211，否则重新连接将很困难。
112.在一实例中，参照图5所示，上述包含无隔水管水下防喷器218的海上无隔水管钻井钻井液回流系统还包括：主控制器和rov辅助控制面板2122。主控制器设置于浮动式钻井平台201上，与无隔水管水下防喷器218电性连接和/或通信连接。rov辅助控制面板2122设置于钻井液体积控制单元212上，与无隔水管水下防喷器218电性连接。rov辅助控制面板2122与主控制器之间电性连接和/或通信连接。图5示意了rov辅助控制面板2122，该rov辅助控制面板2122可以控制水下机器人(rov)来实现水下管线的安装。
113.无隔水管水下防喷器218的阀门可由声控、电控或液控，由浮动式钻井平台201的控制器和/或rov辅助控制面板2122来控制。rov辅助控制面板2122的控制液由防喷器控制液蓄能器2123来提供，当防喷器控制液蓄能器2123内储存的控制液量不够时，可通过蓄能器补液管2124进行补液。
114.参照图4和图5所示，上述无隔水管水下防喷器218还包括：与防喷器剪切闸板阀2182连接的上压井阀2184，与防喷器夹紧闸板阀2183连接的下压井阀2185，以及与上压井阀2184和下压井阀2185均连接的压井软管接入接头2181。压井软管接入接头2181用于与压井软管非应急断开管段217进行连接。上述无隔水管水下防喷器218可以通过上压井阀2184和下压井阀2185的开闭来控制从压井软管接入接头2181接入的压井软管非应急断开管段217中的压井液送入至井眼31后关闭防喷器夹紧闸板阀2183，在切断钻杆211的同时基于压井液调控了井眼31内的压力，进一步保证了钻井作业的安全性。
115.无隔水管水下防喷器218上配有压井软管接入接头2181，通过遥控设备使压井管路与无隔水管水下防喷器218的压井软管接入接头2181相连接，例如可以使用水下机器人或其他压井管线接入方法实施连接操作。
116.参照图5所示，上述无隔水管水下防喷器218还进一步包括用于与井眼31进行连接的井口头连接器2186。在一实施例中，压井管路可以是柔性的压井脐带缆，压井管路上设置有压井阀门。
117.根据本公开的实施例，浮动式钻井平台201上设置有转盘和位于转盘上方的井架，转盘上设置有转盘开口208，井架的钻井中心202下方开设有空心区域，空心区域为月池207，月池车204活动于月池207的周围；井架上设置有起升装置203。其中，钻井液回流管线221与钻井液回流泵222组装之后能够基于起升装置203穿过转盘开口208下放至月池207以下。钻井液回流管线221和钻井液回流泵222悬挂固定于月池车204的万向悬挂器205内并能够随着月池车204实现移动，以空出钻井中心202的位置供钻杆211进行操作。通过将钻井液回流泵222沿着轴向安装于钻井液回流管线221的管段，减少了钻井液回流管线的直径尺寸，可以通过较小尺寸的转盘开口进行下放和回收。
118.基于上述，钻井液回流泵沿着轴向安装于钻井液回流管线上，减少了钻井液回流
管线的直径尺寸，可以在浮动式钻井平台进行安装后能够穿过小尺寸的转盘开口下放至月池以下，避免了现有技术中由于包含隔水管系统尺寸大导致的只能在水下安装的难度和不安全性。此外钻井液回流管线能够通过井架的起升装置进行安装部署，这种布置可以显著减少钻井作业的操作时间。
119.本公开的第二个示例性实施例提供了一种浮动式钻井系统的装配方法。本实施例的浮动式钻井系统可以是不含或包含无隔水管水下防喷器218的浮动式钻井系统。
120.图6为根据本公开一实施例所示的海上无隔水管钻井钻井液回流系统的装配方法流程图。图7为根据本公开一实施例所示的钻井液回流管线和钻井液回流泵通过小口径转盘开口的过程以及将钻井液回流管线悬挂在月池车中的万向悬挂器上的过程示意图。
121.参照图6所示，本实施例的装配方法包括以下操作：s21、s22、s23、s24、s25和s26。上述操作s22、s23、s24和s26的实施过程可以参照图7所示。
122.在操作s21，在浮动式钻井平台201上组装钻井液回流管线221与钻井液回流泵222。
123.在操作s22，将组装好的钻井液回流管线221与钻井液回流泵222基于起升装置203穿过转盘开口208下放至月池207以下，参照图7所示。
124.这里的转盘开口208为小尺寸的转盘开口，用于供钻杆进行下放和回收的操作。由于钻井液回流泵沿着轴向安装于钻井液回流管线的一管段，减少了钻井液回流管线的直径尺寸，使得钻井液回流装置中的钻井液回流管线221与钻井液回流泵222先在浮动式钻井平台201上进行组装，然后通过该小尺寸的转盘开口208下放至月池207以下，相较于现有技术中的由于带有隔水管的回流系统无法穿过小尺寸的转盘开口只能在水下进行安装的情况而言，极大降低了安装难度，提升了各个设备/装置布置安装的效率，节约了钻井作业的操作时间，同时还提升了安装的精确度。
125.在操作s23，将下放后的钻井液回流管线221与钻井液回流泵222悬挂固定于月池车204的万向悬挂器205内，参照图7所示。
126.在操作s24，移动月池车204以空出钻井中心202的位置。在图6中以双向箭头示意了月池车的位置变动方向。
127.在操作s25，在浮动式钻井平台201上组装钻杆211和钻井液体积控制单元212。该操作s25与操作s21可以并列执行或者先后执行，二者不限定执行顺序。
128.在操作s26，在钻井中心202基于起升装置203将组装好的钻杆211和钻井液体积控制单元212穿过转盘开口208下放至月池207以下，使得钻井液体积控制单元212与井眼31连接，钻井液体积控制单元212位于海水内且两端分别朝向海水和井眼31开放，参照图7所示。
129.在钻井液回流管线221与钻井液回流泵222安装后可悬挂于月池207周围的月池车204上，月池车204将承受钻井液回流装置中的管路及泵的重量，并且将钻井液回流装置转移至月池的边缘一侧，以空出钻井中心202的位置，使得开放水域钻井作业的执行不受影响。
130.本实施例以不含无隔水管水下防喷器218的浮动式钻井系统进行示例性描述，需要说明的是，在包含无隔水管水下防喷器218的浮动式钻井系统中，上述操作s25还需要将无隔水管水下防喷器218、钻杆211和钻井液体积控制单元212进行组装。
131.上述装配方法，还包括：装配可分离式连接结构，将可分离式连接结构与体积控制
单元与钻井液回流管线分别进行连接。其他细节结构的装配不再一一介绍，根据第一实施例描述的内容可以采用水下机器人对水下的管线进行装配。
132.图8为根据本公开一实施例所示的基于海上无隔水管钻井钻井液回流系统的钻井液回收方法流程图。
133.参照图8、图1和图2所示，本实施例的钻井液回收方法包括以下操作：s31、s32和s33。
134.在操作s31，获取钻井液体积控制单元212内钻井液与海水的分界面32的高度。
135.在操作s32，根据钻井液与海水的分界面32的高度确定钻井液回流泵222的实时转速。
136.在操作s33，调节钻井液回流泵222的实时转速来控制流入至钻井液回流管线221中的钻井液50的流量，实现钻井液50的回收并使得钻井液与海水的分界面32处于预设高度。
137.对于包括可分离式连接结构，且包含或不包含无隔水管水下防喷器的浮动式钻井系统，在钻井液回收过程中，针对紧急情况，基于控制器(例如主控制器)基于张紧连接件234的张力控制应急断开结构件233是否从钻井基盘应急断开单元232脱离，以使得可分离式连接结构在出现紧急情况时断开钻井液体积控制单元与钻井液回流管线之间的连接。此时，钻井液体积控制单元到钻井基盘应急断开单元之间的管路，例如第一管路216和第二管路217在紧急情况下不断开，不会影响钻井部分的管路连接，避免重新定位井眼。而紧急断开结构与钻井液回流管线之间的管路，例如第三管路226和第四管路227在紧急情况下会随着应急断开结构件从钻井基盘应急断开单元的分离而断开。在紧急解除之后重新使应急断开结构件233与钻井基盘应急断开单元232进行连接，有效避免了钻井液回流管线因为紧急情况受到影响，保护了钻井液回流管线。
138.综上所述，本公开的实施例提供了一种海上无隔水管钻井钻井液回流系统及其装配方法，无需安装沉重的隔水管及其张力系统，实现了钻井液的回收和循环利用，可以适用于深水和超深水的钻井作业，使得钻井平台对钻井液的需求量的要求减少70～90％；而且允许钻井平台相对于井眼有一个更大的偏移量，通过在钻井液回流管线与钻井液体积控制单元的连接上使用了柔性连接，由于不需要浮动式钻井平台保持一个非常精准的定位，使得燃油的用量大量减少。钻井液回流泵沿着轴向安装于钻井液回流管线的一管段，减少了钻井液回流管线的直径尺寸，钻井液回流管线能够通过起升装置进行安装部署，这种布置可以显著减少钻井作业的操作时间。基于无隔水管水下防喷器的设置，当浮动式钻井平台意外漂移预定位置的时候，切断钻杆与浮动式钻井平台之间的连接，并封住井眼，实现有效的井控。通过设置可分离式连接结构，基于脐带缆的控制信号能够在出现紧急情况时断开钻井液回流管线与钻井液体积控制单元之间的连接，以及在紧急解除之后进行重新连接，钻井装置到钻井基盘应急断开单元之间的管路在紧急情况下不断开，不会影响钻井部分的管路连接，避免重新定位井眼；而紧急断开结构与钻井液回流管线之间的管路在紧急情况下会随着应急断开结构件从钻井基盘应急断开单元的分离而断开，在后续紧急解除之后进行重新连接，有效避免了钻井液回流管线因为紧急情况受到影响。
139.还需要说明的是，虽然结合附图对本公开进行了说明，但是附图中公开的实施例旨在对本公开优选实施方式进行示例性说明，而不能理解为对本公开的一种限制。附图中
的尺寸比例仅仅是示意性的，并不能理解为对本公开的限制。实施例中提到的方向用语，例如“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”等，仅是参考附图的方向，并非用来限制本公开的保护范围。贯穿附图，相同的元素由相同或相近的附图标记来表示。在可能导致对本公开的理解造成混淆时，将省略常规结构或构造。
140.并且图中各部件的形状和尺寸不反映真实大小和比例，而仅示意本公开实施例的内容。另外，在权利要求中，不应将位于括号之间的任何参考符号构造成对权利要求的限制。
141.说明书与权利要求中所使用的序数例如“第一”、“第二”、“第三”等的用词，以修饰相应的元件，其本身并不意味着该元件有任何的序数，也不代表某一元件与另一元件的顺序、或是制造方法上的顺序，该些序数的使用仅用来使具有某命名的一元件得以和另一具有相同命名的元件能做出清楚区分。
142.再者，单词“包含”或“包括”不排除存在未列在权利要求中的元件或步骤。位于元件之前的单词“一”或“一个”不排除存在多个这样的元件。
143.除非存在技术障碍或矛盾，本公开的上述各种实施方式可以自由组合以形成另外的实施例，这些另外的实施例均在本公开的保护范围中。
144.以上所述的具体实施例，对本公开的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本公开的具体实施例而已，并不用于限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。