Вращающаяся головка контроля давления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию для герметизации устья скважин и, более конкретно, к вращающемуся противовыбросовому превентору. Включает вращающуюся головку контроля давления, механизм быстрого соединения и сменный уплотняющий элемент, выполненный с возможностью предсказуемо деформироваться. Головка содержит верхний корпус и нижний корпус. Верхний корпус содержит уплотняющий элемент и внутреннюю оболочку, которая вращается относительно внешней оболочки. Уплотняющий элемент содержит множество внутренних полостей. Множество полостей управляют охватом уплотняющим элементом бурильной трубы. Позволяет повысить прочность уплотняющего элемента и сократить его высоту, тем самым уменьшая общую высоту сборки. Допускает выполнение уплотняющим элементом функций противовыбросового превентора или глухой плашки, а также механизм быстрого соединения позволяет быстро отсоединять верхний корпус от нижнего и заменять на новый верхний корпус. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 21 ил.

 

Настоящее изобретение относится по существу к контролю за выбросами на устье скважины и более конкретно к вращающемуся противовыбросовому превентору, имеющему механизм быстрого соединения и сменный уплотняющий элемент, выполненный с возможностью предсказуемо деформироваться.

Когда гидростатический вес столба бурового раствора в скважине меньше, чем давление в пласте, возникает возможность внезапного выброса. Выброс происходит, когда пласт выдавливает в скважину углеводороды. Выталкивание углеводородов в скважину проводит к резкому повышению давления на участке скважины. Этот рост давления посылает волну давления вверх по скважине к поверхности. Эта волна давления может повредить оборудование, которое поддерживает давление в скважине. Помимо волны давления вверх по скважине движутся углеводороды, поскольку они обладают меньшей плотностью, чем буровой раствор. Если углеводороды достигнут поверхности и выйдут из скважины через поврежденное наземное оборудование, возникает высокая вероятность воспламенения углеводородов от бурового или эксплуатационного оборудования, работающего на поверхности. Воспламенение углеводородов приводит к взрыву и/или пожару, которые представляют опасность для персонала буровой установки. Для минимизации риска выбросов на буровых установках требуется применять множество различных противовыбросовых превенторов, таких как вращающиеся противовыбросовые превенторы, универсальные противовыбросовые превенторы, трубные плашки и глухие плашки. Лицам, имеющим обычный опыт в этой области, известны и другие типы противовыбросовых превенторов. Эти различные противовыбросовые превенторы устанавливают поверх друг друга вместе с любыми другими наземными соединительными устройствами, например для закачивания азота. Набор противовыбросовых превенторов и наземных соединительных средств называется сборкой противовыбросовых превенторов. Типичная сборка противовыбросовых превенторов показана на фиг.1.

Одним из устройств в этой сборке является вращающийся противовыбросовый превентор. Вращающийся противовыбросовый превентор расположен сверху на сборке и является частью границы давления между скважинным давлением и атмосферным давлением. Вращающийся противовыбросовый превентор создает границу давления с помощью кольцевого резинового или полиуретанового уплотняющего элемента, который прижат к бурильной трубе, насосно-компрессорной трубе, обсадной трубе или к другим цилиндрическим элементам (далее - «бурильная труба»). Уплотняющий элемент позволяет вводить бурильную трубу в скважину и извлекать ее из скважины, одновременно сохраняя перепад между скважинным давлением и атмосферным давлением. Уплотняющему элементу может быть придана такая форма, чтобы уплотняющий элемент использовал скважинное давление для сжатия бурильной трубы или другого цилиндрического элемента. Однако в большинстве вращающихся противовыбросовых превенторов применяется некоторый механизм, типично гидравлическая жидкость, для приложения дополнительного давления к внешней части уплотняющего элемента. Дополнительное давление на уплотняющем элементе позволяет использовать вращающийся противовыбросовый превентор при более высоком скважинном давлении.

Противовыбросовые превенторы по предшествующему уровню техники имеют несколько недостатков. Одним из недостатков является то, что вращение бурильной трубы приводит к износу уплотняющего элемента. Проход стыков труб, скважинных приборов и буровых коронок через вращающийся противовыбросовый превентор приводит к многократному сжатию и расширению уплотняющего элемента, что также приводит к его износу. Когда уплотняющий элемент в достаточной степени изношен, его необходимо заменить. Замена уплотняющего элемента может производиться только при остановке бурильных операций. Повторяющиеся перерывы в бурении снижают производительность, поскольку на бурение скважины уходит больше времени. Увеличение долговечности уплотняющего элемента привело бы к менее частым заменам и, следовательно, уменьшению простоев и повышению производительности. Следовательно, существует потребность во вращающемся противовыбросовом превенторе с уплотняющим элементом увеличенной долговечности.

В патенте США №6129152, выданном Хоси, озаглавленном «Вращающийся противовыбросовый превентор и способ» раскрывается применение подшипников, позволяющих уплотняющему элементу вращаться вместе с бурильной трубой. Подшипники из-за вращения изнашиваются. Таким образом, в отрасли имеется потребность в конструкции вращающегося противовыбросового превентора с увеличенным сроком службы подшипников вращающегося уплотняющего элемента.

В некоторых известных вращающихся противовыбросовых превенторах используется большое количество шарикоподшипников для уменьшения износа. Однако вращающийся противовыбросовый превентор с шарикоподшипниками требует снятия с буровой установки для замены шарикоподшипников. Следовательно, известный способ замены требует много времени и приводит к дополнительным простоям оборудования буровой. Если бы вращающийся противовыбросовый превентор можно было «заменять» на другой, то сокращение простоев привело бы к повышению производительности. Следовательно, существует потребность в сменном противовыбросовом превенторе, который быстро монтируется и демонтируется.

Еще одна проблема, встречающаяся в известных вращающихся противовыбросовых превенторах, в частности по указанному патенту, заключается в том, что вертикальная высота уплотняющего элемента увеличена, чтобы уплотняющий элемент противостоял более высокому давлению. Стандарты Американского нефтяного института требуют, чтобы в сборке противовыбросовых превенторов под вращающимся противовыбросовым превентором был установлен универсальный противовыбросовый превентор. В экстремальных случаях высота сборки противовыбросовых превенторов может достигать десяти метров. Уменьшение высоты уплотняющего элемента для данной величины давления позволило бы уменьшить высоту вращающегося противовыбросового превентора и тем самым высоту сборки противовыбросовых превенторов. Следовательно, существует потребность в уплотняющем элементе, более коротком, чем известные уплотняющие элементы, в то же время способном поддерживать такой же перепад давления, что и известные уплотняющие элементы.

Согласно изобретению создана вращающаяся головка контроля давления, содержащая верхний корпус, имеющий внешнюю оболочку и внутреннюю оболочку, выполненную с возможностью вращения относительно внешней оболочки, уплотняющий элемент, закрепленный во внутренней оболочке и имеющий множество внутренних полостей и множество отверстий, соединяющих множество внутренних полостей с источником среды под давлением, нижний корпус, при этом верхний корпус имеет множество верхних витков резьбы для быстрого соединения, а нижний корпус имеет множество нижних витков резьбы для быстрого соединения, и верхний корпус способен зацепляться с нижним корпусом путем поворота и взаимного зацепления верхних витков резьбы для быстрого зацепления. Наполнение множества внутренних полостей средой под давлением может приводить к предсказуемому охвату бурильной трубы внутренней стенкой уплотняющего элемента. Уплотняющий элемент может дополнительно содержать по существу цилиндрическую верхнюю поверхность, по существу цилиндрическую внутреннюю поверхность, имеющую диаметр, меньший чем диаметр внешней поверхности, и проходящую соосно с внешней поверхностью, и центральное отверстие, образованное внешней стороной внутренней поверхности и имеющее размер, обеспечивающий прохождение бурильной трубы, при этом в уплотняющем элементе между внешней поверхностью и внутренней поверхностью расположено множество внутренних полостей, каждая из которых имеет отверстие, проходящее сквозь внешнюю поверхность, и при подаче среды под давлением во внутренние полости через каждое отверстие диаметр внешней поверхности остается фиксированным, а диаметр внутренней поверхности уменьшается, причем внутренние полости управляют деформацией внутренней поверхности по мере уменьшения диаметра внутренней поверхности.

Множество внутренних полостей могут обеспечивать охват внутренней стенкой уплотняющего элемента бурильной трубы посредством закручивания.

Нижний корпус может иметь выпускной патрубок, выполненный с возможностью соединения с сепаратором.

Внутренняя оболочка может быть соединена с возможностью поворота с внешней оболочкой посредством первого подшипника, предназначенного для приема вертикальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус, и посредством второго подшипника, предназначенного для приема горизонтальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус.

Распределение рабочей нагрузки между первым подшипником и вторым подшипником может уменьшать множество гармонических колебаний, вызванных вращением бурильной трубы.

Внутренняя стенка уплотняющего элемента может быть приспособлена приводиться в движение от бурильной трубы путем уменьшения давления во внутренних полостях посредством вакуумного насоса, прикрепленного к отверстию во внешней оболочке.

Средой под давлением является буровой раствор или гидравлическая жидкость.

Среда под давлением может поступать во множество внутренних полостей через отверстие во внешней оболочке, первый канал, множество отверстий во внутренней оболочке и второй канал во внутренней оболочке.

Среда под давлением может поступать во внутренние полости непосредственно через множество отверстий в уплотняющем элементе.

Заполнение множества внутренних полостей средой под давлением может приводить к обжиманию бурильной трубы внутренней стенкой уплотняющего элемента во вращающейся головке контроля давления посредством закручивания, и внутренняя оболочка соединена с возможностью вращения с внешней оболочкой первым подшипником, предназначенным для приема вертикальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус, и вторым подшипником, предназначенным для приема горизонтальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус.

Среда под давлением может поступать во множество внутренних полостей через отверстие во внешней оболочке, первый канал во внешней оболочке, множество отверстий во внутренней оболочке и второй канал во внутренней оболочке.

Средой под давлением может являться буровой раствор, поступающий непосредственно во множество внутренних полостей.

Верхний корпус может быть способен поворачиваться на угол 20-45° относительно нижнего корпуса между сцепленным положением и расцепленным положением, и верхний корпус выполнен съемным с нижнего корпуса без дополнительного вращения, когда верхний корпус находится в расцепленном положении.

Множество внутренних полостей могут быть выполнены треугольными в сечении.

Согласно изобретению созданы сборка противовыбросовых превенторов, содержащая вышеописанную вращающуюся головку контроля давления, и буровая установка, содержащая вышеописанную вращающуюся головку контроля давления.

Изобретение, предпочтительный способ его использования, другие его цели и преимущества будут более понятны из нижеследующего подробного описания иллюстративного варианта со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 изображает известную сборку противовыбросовых превенторов, содержащую вращающийся противовыбросовый превентор, трубную плашку, глухую плашку и затвор для закачки газа;

фиг.2 - противовыбросовую сборку с вращающейся головкой контроля давления, кольцевой плашкой, глухой плашкой и затвором для закачки газа;

фиг.3 - сечение верхнего корпуса;

фиг.4 - вид сверху верхнего корпуса по линии 4-4 на фиг.3;

фиг.5А - сечение верхнего корпуса по линии 5А-5А на фиг.3;

фиг.5В - сечение верхнего корпуса по линии 5В-5В на фиг.3;

фиг.5С - сечение верхнего корпуса по линии 5С-5С на фиг.3;

фиг.6 - вид сверху нижнего корпуса;

фиг.7 - сечение нижнего корпуса по линии 7-7 на фиг.6;

фиг.8 - совмещение верхнего корпуса и нижнего корпуса;

фиг.9 - введение верхнего корпуса в нижний корпус;

фиг.10 - крепление верхнего корпуса на нижнем корпусе;

фиг.11 - вид сверху в сечении по линии 11-11 на фиг.9, введения верхнего корпуса в нижний корпус;

фиг.12 - вид сверху в сечении по линии 12-12 на фиг.10, крепления верхнего корпуса в нижнем корпусе;

фиг.13 - вид сверху в сечении по линии 13-13 на фиг.11, введения верхнего корпуса в нижний корпус;

фиг.14 - вид сверху в сечении по линии 14-14 на фиг.12, крепления верхнего корпуса в нижнем корпусе;

фиг.15А и 15В - разнесенные виды устройства по настоящему изобретению;

фиг.16 - сечение устройства по настоящему изобретению с уплотняющим элементом в расслабленном положении;

фиг.17 - сечение устройства по настоящему изобретению с уплотняющим элементом в сжатом положении;

фиг.18 - сечение устройства по настоящему изобретению с уплотняющим элементом в расширенном положении;

фиг.19 - противовыбросовая сборка с модифицированной вращающейся головкой контроля давления, кольцевой плашкой, глухой плашкой и затвором для закачки газа;

фиг.20 - вид сверху модифицированного нижнего корпуса; и

фиг.21 - сечение модифицированного нижнего корпуса по линии 21-21 на фиг.20.

Подробное описание предпочтительного варианта

На фиг.2 показана противовыбросовая сборка, в которой используется вращающаяся головка 100 контроля давления (ВГКД) по настоящему изобретению вместо вращающегося противовыбросового превентора, показанного на фиг.1. ВГКД 100 прикреплена к сборке, содержащей известную кольцевую плашку, известную глухую плашку и известный затвор для закачки газа. Специалистам в данной отрасли техники ясно, что ВГКД 100 может заменить не только известный вращающийся противовыбросовый превентор, но и кольцевую плашку, глухую плашку и, факультативно, трубную плашку, когда скважинное давление не превышает 1500 фунтов на кв. дюйм (прибл. 105,5 кг на кв.см). Использование настоящего изобретения для замены известных вращающегося противовыбросового превентора, кольцевой плашки, глухой плашки и трубной плашки существенно уменьшает высоту сборки противовыбросовых превенторов. ВГКД 100 имеет верхний корпус 102 и нижний корпус 104. Более того, как описано ниже (см. фиг.19-21), нижний корпус 104 может быть модифицирован так, чтобы содержать выходное отверстие 103 для соединения с сепаратором.

На фиг.3 показано сечение верхнего корпуса 102. Верхний корпус 102 содержит внешнюю оболочку 108, внутреннюю оболочку 106, гильзу 109, уплотняющий элемент 110 и стопорное кольцо 126. В нижней части внешней оболочки 108 выполнено множество верхних витков 121 резьбы для быстрого соединения. Верхние витки 121 резьбы для быстрого соединения выполнены сопряженными с множеством нижних витков 118 резьбы для быстрого соединения на нижнем корпусе 104 (на фиг.4 не показан). Внешняя оболочка 108 также содержит запирающую проушину 122, сопряженную с запирающей проушиной 122 на нижнем корпусе 104. Отверстие 116 выполнено во внешней оболочке 108.

Внутренняя оболочка 106 вращается во внешней оболочки 108. Верхние подшипники 112 принимают вертикальные нагрузки, воздействующие на внутреннюю оболочку 106. Нижние подшипники 114 принимают горизонтальные нагрузки, воздействующие на внутреннюю оболочку 1-6. При необходимости на верхнем участке внутренней оболочки 106 могут размещаться другие подшипники для дополнительной поддержки горизонтальной нагрузки, воздействующей на внутреннюю оболочку 106. Первые уплотнения 120 обеспечивают достаточную смазку верхних подшипников 112 и нижних подшипников 114 для минимизации фрикционного износа верхних подшипников 112 и нижних подшипников 114. Внутренняя оболочка 106 также содержит первый канал 117, который соединяет отверстие 116 во внешней оболочке 108 с каждой из полостей 111 в уплотняющем элементе 110. Фланец 123 прикреплен к нижней оболочке 103 резьбовым соединением или любым другим подходящим средством, известным специалистам.

Уплотняющий элемент 110 размещен внутри гильзы 109. Гильза 109 размещена во внутренней оболочке 106. Гильза 109 удерживается на месте внутренней оболочкой 106 и стопорным кольцом 126. Гильза 109 связана с уплотняющим элементом 110 и выполнена с возможностью облегчения установки и извлечения уплотняющего элемента 110 из внутренней оболочки 106. Внутренняя оболочка 106 имеет второе уплотнение 130 между уплотняющим элементом 110 и внутренней оболочкой 106. Уплотняющий элемент 110 содержит множество полостей 111. Отверстие 116 и первый канал 117 размещены так, чтобы гидравлическая жидкость (не показана) могла проходить через отверстие 116, первый канал 117, отверстие 115 канала (см. также фиг.5А), второй канал 113 (см. также фиг.5А) и попадать в полости 111 в уплотняющем элементе 110, когда уплотняющий элемент 110 и внутренняя оболочка 106 вращаются относительно внешней оболочки 108. Гидравлическая жидкость из первого канала 117 также проходит в небольшое пространство между внешней оболочкой 108 и внутренней оболочкой 106 для смазки вращающейся внутренней оболочки 106.

На фиг.4 представлен вид сверху верхнего корпуса 102 по линии 4-4 на фиг.3. Запирающая проушина 122 показана на фиг.3. Как показано на фиг.3, цилиндрическое отверстие 138 проходит вдоль центральной оси внешней оболочки 108, внутренней оболочки 106 уплотняющего элемента 110 и стопорного кольца 126. Цилиндрическое отверстие 138 позволяет бурильной трубе проходить сквозь верхний корпус 102. В нормальных рабочих условиях внутренний диаметр цилиндрического отверстия 138 в уплотняющем элементе 110 меньше, чем внутренний диаметр отверстий во внешней оболочке 108. Такая конфигурация позволяет уплотняющему элементу 110 формировать уплотнение вокруг бурильной трубы (не показана) так, что бурильная труба 108 не контактирует с внешней оболочкой 108. Однако уплотняющий элемент 110 выполнен из гибкого материала и может расширяться, пока внутренний диаметр уплотняющего элемента 110 не станет равным внутреннему диаметру отверстия во внешней оболочке 108. Когда уплотняющий элемент 110 расширен, сквозь верхний корпус 102 могут проходить буровое долото или скважинные приборы.

На фиг.5А показано поперечное сечение верхнего корпуса 102 по линии 5А-5А на фиг.3. На фиг.5В показано поперечное сечение верхнего корпуса 102 по линии 5В-5В на фиг.3. На фиг.5С показано поперечное сечение верхнего корпуса 102 по линии 5С-5С на фиг.3. Фиг.5А, 5В и 5С иллюстрируют форму и детали соединения верхнего корпуса 102, в частности уплотняющего элемента 110. На фиг.5А показано соединение между отверстием 116 внешней оболочки 108, первым каналом 117 во внутренней оболочке 106 и полостью 111 в уплотняющем элементе 110. На фиг.5А также показана запирающая проушина 122. На фиг.5В показана форма полостей 111 уплотняющего элемента 110. Фиг.5В также иллюстрирует внутреннюю оболочку 106, гильзу 109, уплотняющий элемент 110, внешнюю оболочку 108 и верхние витки 121 резьбы для быстрого соединения. На фиг.5С показаны внутренняя оболочка 106, гильза 109, уплотняющий элемент 110 и внешняя оболочка 108. Уплотняющий элемент может выполняться любыми способами, известными специалистам. В предпочтительном варианте уплотняющий элемент 110 изготавливают, заливая жидкий уретан в цилиндр, содержащий форму, и затем извлекая форму после отвердения уретана в желаемую конфигурацию. После извлечения верхней и нижней части цилиндра и после прорезания отверстий в цилиндре для обнажения внутренних полостей уплотняющего элемента цилиндр становится гильзой 109. Специалистам известны другие способы формирования уплотняющего элемента 110 и то, что уплотняющий элемент может выполняться из каучука, термопластичного каучука, пластмассы, уретана или любого другого эластомера или эластомерного материала, обладающего требуемыми свойствами.

Введение гидравлической жидкости под давлением в полости 111 в уплотняющем элементе 110 заставляет уплотняющий элемент 110 расширяться внутрь для формирования удерживающего давление уплотнения на бурильной трубе. Гидравлическая жидкость под давлением течет через отверстие 116 в первый канал 117. Из первого канала 117 гидравлическая жидкость под давлением течет сквозь множество канальных отверстий 115 во второй канал 113 и в полости 111 (см. также фиг.15А и 15В). Форма полостей 111 такова, что полости 111, внутренняя оболочка 106 и гильза 109 заставляют уплотняющий элемент 110 охватывать бурильную трубу управляемым и предсказуемым образом. В отличие от известных уплотняющих элементов, которые непредсказуемо складываются, перекручиваются, морщатся, изгибаются при взаимодействии с бурильной трубой, внутренняя стенка уплотняющего элемента 110 скручивается при расширении уплотняющего элемента 110 внутрь. Скручивание уплотняющего элемента 110 приводит к созданию герметичного уплотнения между бурильной трубой и уплотняющим элементом 110, которое достаточно почти для любых бурильных операций.

Специалистам в данной области ясно, что нагнетание давления в полостях 111 гидравлической жидкостью может быть дополнено или заменено давлением бурового раствора или добываемой текучей среды. Например, в альтернативном варианте полости 111 могут быть открыты снизу так, чтобы поперечное сечение нижней части уплотняющего элемента 110 было таким же, как и поперечное сечение уплотняющего элемента 110, показанное на фиг.5В. Альтернативно, доступ в полости 111 может осуществляться через отверстия (не показаны) в дне уплотняющего элемента 110. В таких вариантах, как минимум, отверстие 116 будет закрыто. Более того, в таких вариантах внутренняя оболочка 106 может изготавливаться без канальных портов 115 и второго канала 113, тем самым не допуская попадание гидравлической жидкости в узкое пространство между внутренней оболочкой 106 и внешней оболочкой 108. Более того, такие варианты позволяют отверстию 116 оставаться открытым для введения гидравлической жидкости через отверстие 116 и первый канал 117 для смазки пространства между внутренней оболочкой 106 и внешней оболочкой 108.

Уплотнение между уплотняющим элементом 110 и бурильной трубой достаточно прочно, чтобы вертикальная высота уплотняющего элемента 110 могла быть меньше высоты, которой требовали известные уплотняющие элементы. Например, известный вращающийся противовыбросовый превентор требовал, чтобы вертикальная высота уплотняющего элемента составляла до 50 дюймов (1270 мм). Уплотняющий элемент 110 по настоящему изобретению может поддерживать такое же давление при высоте лишь 15 дюймов (381 мм). Более короткий уплотняющий элемент значит, что ВГКД 100 имеет меньшую высоту, уменьшая тем самым общую высоту сборки.

Другим преимуществом настоящего изобретения является то, что уплотняющий элемент 110 может полностью перекрывать скважину. Когда бурильную трубу извлекают из центрального участка уплотняющего элемента 110, в полости 111 можно подать гидравлическую жидкость под давлением, чтобы внутренняя стенка уплотняющего элемента 110 сомкнулась, перекрывая скважину. В этом применении уплотняющий элемент 110 способен выполнять ту же функцию, что и универсальный противовыбросовый превентор или глухая плашка, и может выдерживать скважинное давление до 1500 фунтов на кв. дюйм (прибл. 105,5 кг на кв.см). Если устройство по настоящему изобретению оснастить механизмом, который помещает плиту над отверстием в верхнем корпусе 102, так чтобы плита контактировала с уплотняющим элементом 110, тогда устройство по настоящему изобретению сможет выдерживать почти любое давление, встречающееся при бурильных операциях.

На фиг.6 представлен вид сверху нижнего корпуса 104. Нижний корпус 104 содержит запирающую проушину 122 и нижние витки 118 резьбы для быстрого соединения. Нижние витки 118 резьбы для быстрого соединения на нижнем корпусе 104 выполнены сопряженными с верхними витками 121 резьбы для быстрого соединения на верхнем корпусе 102. Когда нижние витки 118 резьбы для быстрого соединения на нижнем корпусе 104 сцеплены с верхними витками 121 резьбы для быстрого соединения на верхнем корпусе 102, запирающая проушина 122 на нижнем корпусе 104 совмещается с запирающей проушиной 122 на верхнем корпусе 102. Сквозь запирающие проушины 122 может проходить замок или другое устройство для предотвращения случайного разъединения верхнего корпуса 102 и нижнего корпуса 104. Фланцевое соединении 124 соединяет нижний корпус 104 с остальной частью сборки, показанной на фиг.2. На фиг.7 представлено продольное сечение нижнего корпуса 104 по линии 7-7 на фиг.6. Ориентация запирающей проушины 122, нижних витков 118 резьбы для быстрого соединения, фланцевого соединения 124 и третьего уплотнения 127 ясно показаны на фиг.7.

Устройство по настоящему изобретению сконструировано так, что верхний корпус 102 может быть быстро снят и заменен. Механизм быстрого соединения, описанный в настоящей заявке, позволяет бурильщику повернуть старый верхний корпус 102 на небольшой угол, снять старый верхний корпус 102, совместить новый верхний корпус 102 с нижним корпусом 104, вставить новый верхний корпус 102 в нижний корпус 104 и закрепить новый верхний корпус 102 на нижнем корпусе 104. На фиг.8-14 проиллюстрированы шаги совмещения, установки и закрепления по настоящему изобретению. На фиг.8 показано совмещение верхнего корпуса 102 и нижнего корпуса 104 (нижний корпус 104 показан в сечении). Шаг совмещения происходит, когда пользователь совмещает верхний корпус 102 с нижним корпусом 104. Верхний корпус 102 правильно совмещен с нижним корпусом 104, когда верхние витки 121 резьбы для быстрого соединения в верхнем корпусе 102 совмещаются с канавками между нижними витками 118 резьбы для быстрого соединения в нижнем корпусе 104 и наоборот. Быстрое соединение и разъединение верхнего корпуса 102 осуществляется на том же принципе скорости и прочности, который используется в затворах артиллерийских орудий.

На фиг.9 показан шаг вставления верхнего корпуса 102 в нижний корпус 104 (нижний корпус 104 показан в сечении), при котором нижняя часть верхнего корпуса 102 вставлена в верхнюю часть нижнего корпуса 104. На шаге вставления верхние витки 121 резьбы для быстрого соединения на верхнем корпусе 102 совмещены, но еще не сцепились с нижними витками 118 резьбы для быстрого соединения на нижнем корпусе 104. На фиг.11 показан вид сверху в сечении по линии 11-11 на фиг.9 шага вставления верхнего корпуса 102 в нижний корпус 104. На фиг.13 показано продольное сечение по линии 13-13 на фиг.11 шага вставления верхнего корпуса 102 в нижний корпус 104. И на фиг.11, и на фиг.13 показано движение верхних витков 121 резьбы для быстрого зацепления верхнего корпуса 102 совмещенных, но еще не зацепившихся с нижними витками 118 нижнего корпуса 104.

На фиг.10 показан шаг закрепления верхнего корпуса 102 на нижнем корпусе 104 (нижний корпус 104 показан в сечении). Шаг закрепления происходит, когда верхний корпус 102 крепится на нижнем корпусе 104. На шаге закрепления верхние витки 121 резьбы для быстрого соединения верхнего корпуса 102 зацепляются с нижними витками 118 резьбы для быстрого соединения нижнего корпуса 104. Верхний корпус 104 может поворачиваться на 20-45° для достаточного зацепления с нижним корпусом 104. На фиг.12 показано поперечное сечение по линии 12-12 на фиг.10, где верхний корпус 102 закреплен на нижнем корпусе 104. На фиг.14 показано продольное сечение по линии 14-14 на фиг.12, где верхний корпус 102 закреплен на нижнем корпусе 104. И на фиг.12 и на фиг.14 верхние витки 121 резьбы для быстрого соединения верхнего корпуса 102 зацеплены с нижними витками 118 резьбы для быстрого соединения нижнего корпуса 104.

На фиг.15А и 15В приведены виды разделенного устройства по настоящему изобретению. На фиг.15А показано соединение большинства деталей верхнего корпуса 102, включая внешнюю оболочку 108, верхний подшипник 112, первые уплотнения 120, нижний подшипник 114 и внутреннюю оболочку 106.

На фиг.15В показаны остальные детали верхнего корпуса 102: уплотняющий элемент 110, гильза 109 и стопорное кольцо 126. На фиг.15В также показан нижний корпус 104, содержащий фланцевое соединение 124 (см. фиг.7.) и шестигранные гайки, используемые для крепления фланцевого соединения 124 на сборке противовыбросовых превенторов (см. фиг.2).

На фиг.16-18 показана вращающаяся головка контроля давления 100, соединенная с переключателем 132, гидравлическим насосом 134 и вакуумным насосом 136 так, что на полость 111 уплотняющего элемента 110 можно подавать положительное или отрицательное давление через отверстие 116, первый канал 117, канальные отверстия 115 и второй канал 113. Как показано на фиг.16, уплотняющий элемент 110 при атмосферном давлении находится в расслабленном состоянии, поскольку переключатель 132 находится в нейтральном положении и на него не подается ни положительное, ни отрицательное давление. На фиг.17 показана подача положительного давления, когда переключатель 132 включает гидравлический насос 134 для закачивания жидкости в полости 111, чтобы уплотнительный элемент 110 образовал уплотнение вокруг бурильной трубы, или, если бурильной трубы нет, для полного смыкания. На фиг.18 показана подача отрицательного давления, когда переключатель 132 включает вакуумный насос 136 для снижения давления в полостях 111, в результате чего уплотнительный элемент сжимается и увеличивается цилиндрическое отверстие 138. Приложение отрицательного давления для расширения цилиндрического отверстия 138 уплотняющего элемента 100 облегчает пропускание бурового долота или скважинного прибора через верхний корпус 102. Специалистам известно, что давление, прилагаемое к полостям 111, можно регулировать клапаном (не показан), и этот клапан может приводиться в действие вручную, автоматически в ответ на сигнал датчика (не показан), отслеживающего противодавление в затрубном пространстве, либо компьютером (не показан), соединенным с клапаном и с датчиком.

На фиг.19-21 показана модифицированная вращающаяся головка контроля давления 101, которая имеет модифицированный нижний корпус 105 и верхний корпус 102 от ВГКД 100. Модифицированный нижний корпус 105 имеет те же признаки, что и нижний корпус 104, однако он увеличен и адаптирован к установке выпускного патрубка 107. Выпускной патрубок 107 выполнен с возможностью соединения с клапаном и трубой, соединенной с сепаратором. Модифицированная ВГКД 101 имеет преимущество, заключающееся в том, что добавление выпускного патрубка 107 для соединения с сепаратором еще в большей степени сокращает общую высоту сборки на устье скважины. Уменьшение высоты достигается несмотря на то, что высота модифицированного нижнего корпуса 105 больше, чем высота нижнего корпуса 104, поскольку наличие выпускного патрубка 107 устраняет необходимость в наборе фитингов для отдельного выпускного патрубка 103.

Хотя в предпочтительном варианте настоящего изобретения используется вращающийся уплотняющий элемент 110, лицам, обладающим обычным опытом в данной области, понятно, что может использоваться и неподвижный уплотняющий элемент 110. В альтернативном варианте уплотняющий элемент соединен непосредственно с внешней оболочкой 108, и потребность во внутренней оболочке 106, верхнем подшипнике, нижнем подшипнике и первых уплотнениях 120 устраняется. Альтернативный вариант проще и менее дорог в изготовлении, но уплотняющий элемент 110 имеет укороченный срок службы. Лица, обладающие обычным опытом в данной области, понимают, какой вариант использовать в каждом конкретном случае.

Что касается вышеприведенного описания, следует понимать, что оптимальные соотношения размеров частей устройства, включая варианты размеров, материалов, формы, конфигурации, функций, порядка работы, сборки и использования, очевидны для лиц, обладающих обычным опытом в данной области. Настоящее изобретение охватывает все отношения, эквивалентные показанным на чертежах и описанных в описании. Дух новизны настоящего изобретения сохраняется при перестановке или исключении части шагов, приведенных в описании. Дух настоящего изобретения не должен ограничиваться каким-либо образом, кроме как надлежащим толкованием прилагаемой формулы изобретения.

1. Вращающаяся головка контроля давления, содержащая верхний корпус, имеющий внешнюю оболочку и внутреннюю оболочку, выполненную с возможностью вращения относительно внешней оболочки, уплотняющий элемент, закрепленный во внутренней оболочке и имеющий множество внутренних полостей и множество отверстий, соединяющих множество внутренних полостей с источником среды под давлением, нижний корпус, при этом верхний корпус имеет множество верхних витков резьбы для быстрого соединения, а нижний корпус имеет множество нижних витков резьбы для быстрого соединения, и верхний корпус способен зацепляться с нижним корпусом путем поворота и взаимного зацепления верхних витков резьбы для быстрого зацепления и нижних витков резьбы для быстрого зацепления.

2. Головка по п.1, в которой наполнение множества внутренних полостей средой под давлением приводит к предсказуемому охвату бурильной трубы внутренней стенкой уплотняющего элемента.

3. Головка по п.1, в которой уплотняющий элемент дополнительно содержит по существу цилиндрическую внешнюю поверхность, по существу цилиндрическую внутреннюю поверхность, имеющую диаметр, меньший чем диаметр внешней поверхности и проходящую соосно с внешней поверхностью, и центральное отверстие, образованное внешней стороной внутренней поверхности, и имеющее размер, обеспечивающий прохождение бурильной трубы, при этом в уплотняющем элементе между внешней поверхностью и внутренней поверхностью расположено множество внутренних полостей, каждая из которых имеет отверстие, проходящее сквозь внешнюю поверхность, и при подаче среды под давлением во внутренние полости через каждое отверстие диаметр внешней поверхности остается фиксированным, а диаметр внутренней поверхности уменьшается, причем внутренние полости управляют деформацией внутренней поверхности по мере уменьшения диаметра внутренней поверхности.

4. Головка по п.2, в которой множество внутренних полостей обеспечивают охват внутренней стенкой уплотняющего элемента бурильной трубы посредством закручивания.

5. Головка по п.1, в которой нижний корпус имеет выпускной патрубок, выполненный с возможностью соединения с сепаратором.

6. Головка по п.1, в которой внутренняя оболочка соединена с возможностью поворота с внешней оболочкой посредством первого подшипника, предназначенного для приема вертикальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус, и посредством второго подшипника, предназначенного для приема горизонтальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус.

7. Головка по п.6, в которой распределение рабочей нагрузки между первым подшипником и вторым подшипником уменьшает множество гармонических колебаний, вызванных вращением бурильной трубы.

8. Головка по п.2, в которой внутренняя стенка уплотняющего элемента приспособлена приводиться в движение от бурильной трубы путем уменьшения давления во внутренних полостях посредством вакуумного насоса, прикрепленного к отверстию во внешней оболочке.

9. Головка по п.2, в которой средой под давлением является буровой раствор.

10. Головка по п.2, в которой средой под давлением является гидравлическая жидкость.

11. Головка по п.2, в которой среда под давлением поступает во множество внутренних полостей через отверстие во внешней оболочке, первый канал, множество отверстий во внутренней оболочке и второй канал во внутренней оболочке.

12. Головка по п.2, в которой среда под давлением поступает во внутренние полости непосредственно через множество отверстий в уплотняющем элементе.

13. Головка по п.1, в которой заполнение множества внутренних полостей средой под давлением приводит к обжиманию бурильной трубы внутренней стенкой уплотняющего элемента во вращающейся головке контроля давления посредством закручивания, и внутренняя оболочка соединена с возможностью вращения с внешней оболочкой первым подшипником, предназначенным для приема вертикальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус, и вторым подшипником, предназначенным для приема горизонтальной нагрузки, воздействующей на верхний корпус.

14. Головка по п.13, в которой среда под давлением поступает в множество внутренних полостей через отверстие во внешней оболочке, первый канал во внешней оболочке, множество отверстий во внутренней оболочке и второй канал во внутренней оболочке.

15. Головка по п.13, в которой средой под давлением является буровой раствор, поступающий непосредственно во множество внутренних полостей.

16. Головка по п.1, в которой верхний корпус способен поворачиваться на угол 20-45° относительно нижнего корпуса между сцепленным положением и расцепленным положением, и верхний корпус выполнен съемным с нижнего корпуса без дополнительного вращения когда верхний корпус находится в расцепленном положении.

17. Головка по п.2, в которой множество внутренних полостей выполнены треугольными в сечении.

18. Сборка противовыбросовых превенторов, содержащая вращающуюся головку контроля давления по п.1.

19. Буровая установка, содержащая вращающуюся головку контроля давления по п.1.
Приоритет пп.1-19 от 19.08.2004.