通用油管悬挂器悬挂组件和完井系统及其安装方法

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通用油管悬挂器悬挂组件和完井系统及其安装方法\n[0001] 发明背景\n1.技术领域\n[0002] 本发明主要涉及用于油井和气井的海底井口组件，且更具体地涉及用于海底井口组件的通用油管悬挂器悬挂组件。本发明还涉及用于陆上井口组件的油管悬挂器悬挂组件。\n[0003] 2.现有技术说明\n[0004] 常规的海底井口组件包括安装在海底平面的井口壳体。用安装在井口壳体上的钻孔防喷器(BOP)组，钻出井身同时相继地将同心套管柱安装在井身中。通常，每个相继的套管柱在其下端粘牢并在井口壳体中其上端包括用机械密封组件密封的套管悬挂器。\n[0005] 为了产生套管井，生产管柱和油管悬挂器通常通过BOP组进入井身，且油管悬挂器安置、密封并锁定在井口壳体和/或套管悬挂器中。在密封延伸穿过油管悬挂器的孔时，移除BOP组，并将采集树(Christmas tree)降低到井口壳体上。采集树是油田术语，它是指位于井顶部以控制油和气的流量的控制阀和节流器的组件。在采集树、井口壳体和油管悬挂器之间远程地形成适当连接对井的操作和安全是至关重要的。\n[0006] 在常规完井系统中，采集树连接到油管悬挂器上方井口壳体的顶部。油管悬挂器支承沿着井身延伸内的至少一个生产管柱。油管悬挂器提供管柱内的生产孔和与围绕管柱且在最内部或生产管柱内部的环空(annulus)连通的管道。此外，油管悬挂器包括用于在管柱和采集树中相应生产孔之间连通流体的至少一个垂直生产孔，并通常包括用于在管道环空和采集树上相应环空孔(annulusbore)之间连通流体的至少一个垂直环空孔。油管悬挂器可另外包括用于通过油管悬挂器将控制流体和井化学物或电力连通至位于油管悬挂器中或油管悬挂器下方的设备或位置的一个或多个维修和控制管道。\n[0007] 油管悬挂器通常密封地并刚性地锁定到它所安置(land)的井口壳体或部件。在具有常规采集树的井中，油管悬挂器安置在井口壳体中。油管悬挂器通常包括一体式锁定机构，该机构在致动时将油管悬挂器固定到井口壳体或套管悬挂器中的轮廓。锁定机构确保作用在油管悬挂器上的来自井内的任何随后的压力不会引起油管悬挂器从井口壳体举起，并由此导致不安全的情况。\n[0008] 全世界的海底井口设备制造商数量是有限的。目前，海底井口壳体的主要制造商是ABB Vetco Gray、Cooper Cameron公司、Dril-Quip、FMC和Kvaerner。每个主要制造商都有它们自己所有的井口壳体和套管悬挂器设计、尺寸和细节。通常使用来自制造商B的油管悬挂器和/或采集树来在制造商A的井口壳体和套管悬挂器上完成井。但是，由于制造商A的壳体和套管悬挂器设计是特有的，所以没有来自制造商A的许可费以将制造商B的设备设计成与制造商A的井口壳体和套管悬挂器正确互连和匹配，制造商B就不能将其油管悬挂器和/或采集树连接到制造商A的壳体。这导致当选择购买制造商B的设备用于制造商A的井口壳体时产生相当量的额外工程和成本或额外设备(诸如浅管)。由于每个井口壳体/系统制造商有具有不同特有细节的多个型号的壳体和套管悬挂器，对其它制造商来说建立安装到其它制造商的井口设备上的设备库存是不实际或不经济的。除了增加的成本，还增加了传输时间，该时间对井主来说是非常重要的。\n[0009] 3.本发明目的的确定\n[0010] 本发明的主要目的是提供一种适于使用来自所有制造商的井口壳体的海底完井系统。\n[0011] 另一目的是提供一种适于独立于井口壳体的任何特有细节而设置在井口壳体中的油管悬挂器组件。\n[0012] 另一目的是提供一种适用于多种井口壳体的通用油管悬挂器组件。\n[0013] 本发明的另一目的是提供一种适用于两个或多个制造商的井口壳体的通用油管悬挂器组件。\n[0014] 本发明的另一目的是提供一种设置和设计成放置在陆上钻井的井口壳体中的油管悬挂器组件，它使得油管悬挂器组件是独立于该井口壳体的特有细节和尺寸的。\n[0015] 本发明的另一目的是提供一种用于将通用油管悬挂器组件安装在井口壳体中的方法，其中井口壳体中承坐面的信息是未知的。\n发明内容\n[0016] 本发明体现为用于油井和气井完井系统的油管悬挂器悬挂组件及其安装方法。用于海底井或陆地井的油管悬挂器悬挂组件包括设置在井口壳体内的油管悬挂器壳体。油管悬挂器组件包括密封和锁合机构，该密封和锁合机构在生产管柱中该井口壳体下方位置处提供生产管的密封和负载支承。连接在油管悬挂器悬挂自通的上端和采集树组件下端之间的插入接头组件提供井下液压和电动功能和到生产管的环空通路。\n[0017] 根据本发明的完井系统设置和设计成用于所有制造商的井口壳体。较佳实施例的油管悬挂器悬挂组件包括独立于井口壳体的任何特有细节地设置在井口壳体中的油管悬挂器壳体。油管悬挂器悬挂组件的较佳实施例是“通用”的，即适用于多种井口壳体，包括两个或多个制造商的井口壳体。\n[0018] 根据本发明，油管悬挂器组件安装在井口壳体中，其中井口壳体支承连接到衬于(line)井身套管柱的套管悬挂器。油管悬挂器组件设有油管悬挂器壳体，油管悬挂器壳体的外径设置和设计成适配在井口壳体的孔中。油管悬挂器组件包括由油管悬挂器壳体承载的管状件和锁合组件，两者都设置和设计成适配在套管柱中。油管悬挂器壳体设置在井口壳体中，且管状件和锁合组件设置在套管柱中，直到油管悬挂器壳体的底部表面设置在套管悬挂器顶端上方几英寸处。致动锁合组件抵靠套管柱的内部。于是，油管悬挂器组件由与套管柱锁合组件在油管悬挂器壳体下方的位置的配合来垂直支承。\n附图说明\n[0019] 参照附图，本发明的目的、优点和特征会更为明显，附图中同样的标号表示同样的部件，且示出了本发明的说明性实施例，其中：\n[0020] 图1是示出了加套井身、井口壳体、连接到井口壳体的防喷器(“BOP”)组和油管悬挂器安置在井口壳体中的套管柱的示意性剖视图；\n[0021] 图2是示出了的根据本发明优选实施例的油管悬挂器悬挂组件用油管悬挂器送入工具降低到加套井身和井口壳体中的示意性剖视图；\n[0022] 图2A是图2的下部的放大图；\n[0023] 图3是图2和2A的油管悬挂器悬挂组件的密封和锁合组件的较佳实施例的示意性放大剖视图；\n[0024] 图4是类似于图2的视图，其中密封和锁合组件设置在套管柱中且可收回堵塞器设置在生产管中；\n[0025] 图5是示出了海底采集树的较佳实施例示意性剖视图，插入接头连接到通用油管悬挂器悬挂组件和井口壳体；\n[0026] 图6是插入接头连接到根据本发明的较佳实施例的通用油管悬挂器组件的剖视图，箭头表示环空流路；\n[0027] 图7是沿图6的线7-7截取的插入接头的剖视图；\n[0028] 图8是类似于图6的图，示出了用于化学注射和地下安全阀控制装置的通道；\n[0029] 图9是图8的上部的放大图；以及\n[0030] 图10是根据本发明的另一实施例的油管悬挂器悬挂组件的一部分的剖视图。\n具体实施方式\n[0031] 具体参照附图详细描述本发明的实施例。本发明涉及已经钻出的井的完成，且该井的井身孔衬有套管。尽管以下所写的说明书和附图示出了实施在海底井中的本发明，但本发明也可实现在地面上的井中。参见图1，示出典型的钻井井身B从海底F向下延伸到区域Z，该区域通常与烃流体的储集层连通。示出井身B具有从海底F向下沿着井身B延伸的一系列套管的管形柱。这一系列管柱从最外部柱开始包括导管头12、井口壳体14、具有悬挂器16a的第一或外部套管柱16和具有悬挂器18a的内部或生产管柱18。图1中所示的井是典型井的代表，是为了说明本发明的目的，但是本发明并不限于该具体构造的井。附图不是按比例绘制的，因为井钻得极深。\n[0032] 还参见图1，导管头12的顶部较佳地在海底F上方。井口壳体14较佳地是高压壳体，在导管头12上方延伸。较佳的是，井口壳体14的顶部在海底F上方约十英尺。井口壳体14通常包括用于与防喷器(“BOP”)组20的连接器20a和油田采集树连接的外部轮廓(未示出)，如下文描述。通常，套管悬挂器16a和18a安置并固定在井口壳体14中。\n[0033] 尽管未示出，井口壳体14通常包括用于在井口壳体14内安置、锁定和密封叠置的套管悬挂器16a、18a的若干个内部轮廓、尺寸和细节。每个井口制造商有若干个井口壳体，并具有用于每个井口壳体的相应套管悬挂器。于是，安装在井口壳体14内的套管悬挂器\n16a、18a通常由相同公司制造，因为每个制造商的井口和套管悬挂器与其它制造商的不同。\n[0034] 在如图1所示地设置套管之后，现有技术油管悬挂器组件通常在常规井中行进。\n尽管未示出，用于常规井的典型现有技术油管悬挂器(即，油管悬挂器安置在井口壳体中的井)包括壳体，该壳体具有从壳体基本上向下延伸到生产区域Z的生产管柱。安装在图\n1的井口壳体中的典型的现有技术油管悬挂器安置在生产套管悬挂器18a上的一个或多个肩部18b上。悬挂的管柱的重量由生产套管悬挂器18a支承。尽管未示出，现有技术的生产套管悬挂器18a包括用于在生产套管悬挂器18a内安置、锁定和密封典型现有技术油管悬挂器的内部轮廓、尺寸和细节。与上文类似，每个套管悬挂器制造商关于与油管悬挂器的匹配和连接具有其自己的特有构造。于是，在典型常规井中，油管悬挂器通常由套管悬挂器的相同制造商制造，他们通常也是井口壳体的相同制造商。\n[0035] 还参见图1，示出BOP组20具有连接器20a、垂直孔20b、多个闸板(ram)20r、节流管线20c和压井管线20k。有几种类型和构造的适用于井口壳体14的BOP组20。示出BOP组20的孔20b的直径约为井口壳体14的直径。但是，BOP孔直径仅需要具有与必须穿过BOP组20以进行所要求的安装或检查操作的任何工具或井部件的直径相同或稍大既可。术语“检查”用于表示为了恢复或增加产量而在生产井上进行的各种补救操作中的一种或几种。\n[0036] 尽管不是必要的，但理想的是确定生产套管悬挂器18a的顶端18c和井口壳体14的上表面14a之间的距离。顶端18c的深度通常由BOP组20的已知深度(尺寸)确定。典型的井口壳体14在壳体上表面14a和生产套管悬挂器18a之间有约24″至36″。\n[0037] 较佳的是，测量并已知多个BOP闸板20r之一(例如图1的闸板20r′)的顶部和BOP井口连接器20a的内表面20f之间的长度D。由于下文将解释的原因，该长度D称为“隔开”尺寸。当BOP组20安装到井口壳体14上时井口连接器20a的内表面20f通常与井口壳体14的上表面14a相邻或毗邻。\n[0038] 图2和2A中示出了根据本发明较佳实施例的通用油管悬挂器悬挂组件10。油管悬挂器悬挂组件10包括连接到油管悬挂器壳体24的生产管22的管柱。生产管22限定穿过生产管22轴向延伸的生产管孔22a。油管悬挂器壳体24包括与生产管孔22a流体连通的生产孔24a。生产孔24a基本上垂直延伸穿过油管悬挂器壳体24。如前所述，生产管柱\n22通常向下延伸到生产区域Z。生产管柱22可包括井身B内所要求深度处的地下安全阀\n26。\n[0039] 油管悬挂器壳体24还较佳地包括延伸穿过油管悬挂器壳体24的环空通道24b。\n在较佳实施例中，在油管悬挂器壳体24中包括环空隔离阀28。环空隔离阀28设置和设计成密封和关闭环空通道24b。\n[0040] 参见图2A，通用油管悬挂器悬挂组件10较佳地包括在油管悬挂器壳体24下端的油管悬挂器下部组件32。下部组件32可连接到或一体形成于油管悬挂器壳体24。下部组件32较佳地包括密封和锁合组件34。下部组件32较佳地为管状件，它具有一穿孔。管状件32可以是具有穿孔的管子或心轴。油管悬挂器下部组件32较佳地围绕生产管柱22延伸，生产环空32a限定在两者间。尽管生产管柱22的长度较佳的是使得其下端大约延伸到生产区域Z，但油管悬挂器下部组件32的长度较佳地基本上小于管柱22的长度。较佳的是，下部组件32的长度小于管柱22的长度的50％，更佳地小于管柱22的长度的25％，且最佳地小于管柱22的长度的15％。\n[0041] 由于管柱22的长度取决于生产区域Z的深度，下部组件32的深度相对于管柱22的长度在井与井之间不同。较佳的是，下部组件32具有1′至1,500′范围的长度，更佳地是1′至300′的范围，且最佳地是5′至100′的范围。\n[0042] 较佳的是，密封和锁合组件34由油管悬挂器下部件32承载。较佳的是，密封/锁合组件34位于油管悬挂器下部件32的下部端附近。图3中示出了密封/锁合组件34的放大图。较佳的是，密封/锁合组件34包括外径扩大的管状部分36，该部分稍小于生产套管18的内径。在较佳实施例中，密封/锁合组件34包括密封装置38和防止移动的锁定装置或锁合装置40。密封装置38和锁合装置40可包含在一体式组件中或可以是分开的组件。在具有地下安全阀26的井中，密封装置38设置在套管柱18中地下安全阀26的上方。\n锁合装置40也在地下安全阀的上方。\n[0043] 在较佳实施例中，锁合装置40包括可以是金属或非金属的元件或卡瓦(slip)，适于与生产套管18的内部配合。配合时，锁合装置40与套管18内部配合并“固定”或防止油管悬挂器悬挂组件10相对于生产套管18的垂直移动。\n[0044] 密封装置38包括可由弹性体或其它材料(包括复合物)制成的密封件或金属密封件，适于例如通过压缩在生产套管18和管状部分36之间形成环状密封。密封装置38和锁合装置40可独立致动或共同致动。较佳的是，锁合装置40和密封装置38的致动和停止通过端口42a和42b液压控制，如下文解释的那样。致动和停止也可以是电子地、机械地、或电动地致动或停止的。\n[0045] 如图2A所示，较佳的是一个或多个液压控制线44延伸穿过油管悬挂器壳体24以提供对油管悬挂器壳体24下方的装置的液压控制。例如，可要求液压控制线致动和停止密封装置38和锁合装置40。同样，可要求液压控制线44a延伸到地下安全阀26。较佳的是，这些液压控制线44在下部件32和生产管柱22之间的生产环空32a中延伸，如图2A所示。\n地下安全阀液压控制线44a较佳地在生产管柱18和生产管柱22之间的环空22b中，且该环空22b在密封和锁合组件34的下部端下方，如图2A所示。\n[0046] 再参见图2和2A，油管悬挂器悬挂组件10较佳地用油管悬挂器送入工具30降低到加套井身B和井口壳体14内。油管悬挂器送入工具30适于锁定到油管悬挂器壳体24的上端内。油管悬挂器送入工具30较佳地包括延伸穿过送入工具30并与油管悬挂器生产孔\n24a连通的生产孔30a。油管悬挂器送入工具30还较佳地包括与油管悬挂器环空通道24b连通的环空进入孔30b和与油管悬挂器壳体24的液压管线44连通的液压管线30c。油管悬挂器送入工具30较佳地包括用于井下液压和化学剂注入的管线(未示出)，以与油管悬挂器壳体24中的类似管线连通。\n[0047] 油管悬挂器送入工具30较佳地包括在上部具有间隔心轴调节螺母48或类似机构的上部心轴46。较佳的是，由于下文解释的原因，螺母48或心轴46和螺母48长度可调节。\n如以上参见图1所解释的那样，间隔尺寸D是BOP闸板20r′的顶部和BOP组20的井口连接器20a的内表面20f之间测得的和已知的尺寸。该间隔距离D对BOP组20是常数且较佳地在将BOP组降低到水中之前进行测量。如图1所示，当BOP组20连接到井口壳体14时，间隔距离D还对应于BOP闸板20r′的顶部和井口壳体14的上表面14a之间的距离。\n[0048] 参见图2，油管悬挂器送入工具30的调节螺母48和上部心轴46较佳地在开始油管悬挂器悬挂组件10的“送入”或安装操作之前“调节”。当如图2所示调节螺母48与部分封闭的BOP组闸板20r′接触时，调节心轴46和调节螺母48使得油管悬挂器壳体24接纳在井口壳体14中所要求高度处。较佳实施例中的调节螺母48的外径比上部心轴46的外径大。随着油管悬挂器悬挂组件10接近其所要求的深度，较大直径调节螺母48在闸板\n20r′上“降至最低点”，闸板20r′闭合成一小于调节螺母48的直径但大于心轴直径的直径。\n[0049] 参见图2和2A，油管悬挂器悬挂组件10的较佳安装操作包括用油管悬挂器送入工具30和安装管柱50(较佳地为钻杆)，穿过立管(未示出)和BOP组20降低生产管柱22、密封和锁合组件34、油管悬挂器下部管状件32和油管悬挂器壳体24。在油管悬挂器壳体\n24和油管悬挂器送入工具30的下部穿过BOP闸板20r′之后，闸板20r′部分关闭。在闸板20r′关闭或部分关闭在上部心轴46上时，降低操作继续直到调节螺母48与闸板20r′接触并使油管悬挂器送入工具30停止在预定距离处。该预定距离将油管悬挂器壳体24适当地设置在相对于井口壳体14的预定高度上。在本发明的较佳实施例中，该预定距离适当地将油管悬挂器壳体24设置在井口壳体14中。例如，该预定距离可将油管悬挂器壳体24的上端设置在井口壳体14的上表面上方或下方一或二英寸内。由于调节螺母48与闸板\n20r′接触，油管悬挂器下部管状件32和密封和锁合组件34垂直地保持在生产管柱18中的合适位置。\n[0050] 接下来，如果需要，在井中循环完井流体。较佳的是，BOP闸板20r′围绕上部心轴\n46密封。完井流体从钻机向下抽到BOP组20的压井管线20k并进入油管悬挂器送入工具环空进入孔30b、油管悬挂器环空通道24b、下部件生产环空32a和生产管环空22b，并向上穿过生产管孔22a、油管悬挂器生产孔24a、送入工具生产孔30a和安装管柱50的孔50a返回到表面。或者，完井流体可向下抽到安装管柱孔50a、送入工具生产孔30a、油管悬挂器和生产油柱孔24a和22a抽送，围绕下部生产封隔器52，并向上到环空孔22b、32a到油管悬挂器环空通道24b、送入工具环空孔30b并到穿过BOP节流管线20c或压井管线20k到达表面。在下部封隔器52设置成在井的下端形成生产套管18和生产管22之间的密封之前完井流体就在井中循环。应当理解，可在设置密封装置38之前或之后进行完井流体的上述循环。\n[0051] 接着，当密封和锁合组件34致动时，较佳地是通过液压控制线液压致动以迫使锁合装置40(见图3)与生产套管18紧密锁定配合。配合的锁合装置40防止或基本防止下部管状件32和生产套管18之间的相对垂直运动。在密封装置38致动时，密封装置38形成下部管状件32和生产套管18之间的流体或气密密封。密封和锁合组件34可包括一组卡瓦，这些卡瓦具有夹住生产套管18的金属元件。弹性体或其它密封件较佳地由该组卡瓦压缩以形成流体密封。较佳的是，密封和锁合组件34是通常用在井中的类型的改进的封隔器组件以隔离生产区域等。在美国专利6,769,491、5,988,276、5,271,468和4,296,806中大致描述了这种代表性封隔器组件技术，且可从诸如Halliburton公司、BakerHughes Inc.和Weatherford/Lamb，Inc.购得。申请人将美国专利6,769,491、5,988,276、5,271,468和\n4,296,806全部以参见的方式纳入本文。\n[0052] 在本发明的该较佳实施例中，与生产套管18配合的密封和锁合组件34提供了在井中对通用油管悬挂器悬挂组件10的密封和载荷支承。密封和锁合组件34提供了垂直载荷支承以支承通用油管悬挂器组件10并抵抗可能施加在组件10上的向上力。完成和安装油管悬挂器10的密封、锁定和悬挂而不必知道任何井口壳体14和/或套管悬挂器16a、18a中的任何临界和特性尺寸。此外，在该较佳实施例中，油管悬挂器壳体24不要求且较佳的是不与井口壳体14或套管悬挂器16a、18a锁定或密封。\n[0053] 在致动和设置密封和锁合组件34之后，可以从该密封和锁合组件34上方或下方对该密封结构进行压力试验。可以通过关闭油管悬挂器壳体24中的环空隔离阀28，且使闸板20r′围绕上部心轴46密封，从表面通过压井管线20k抽取流体，并使其向下穿过打开的闸板20r″、围绕BOP孔20b内油管悬挂器送入工具30的外部、在井口壳体14和油管悬挂器壳体24之间的环空区域、以及生产套管18和下部件32之间的环形区域中，以从上方对该密封结构进行压力试验。\n[0054] 较佳的是，在成功测试密封和锁合组件34之后，下部封隔器52设置成在生产管柱\n22的底部附近密封生产管环空22b。可通过打开隔离阀28和关闭围绕油管悬挂器送入工具\n30的BOP闸板20r′和下部闸板20r″而从下方测试下部封隔器52。为了进行压力试验，通过抽吸流体向下到安装管柱孔50a、油管悬挂器送入工具生产孔30a、油管悬挂器生产孔\n24a和生产管孔22a并到封隔器52以下而形成压力。如果在试验时，封隔器52泄漏流体，则向上穿过管道环空22b、环空阀28和环空通道24b、闸板20r′和20r″之间，并向上到压井管线20k来吸收压力和流体。\n[0055] 参照图4，较佳的是封闭件或堵塞器54(例如通过缆绳)沿着安装管柱孔50a和油管悬挂器生产孔30a下降并设置在生产管22的孔22a中。封闭件54较佳地是可收回的堵塞器，且更佳的是可用缆绳可收回的堵塞器。在较佳实施例中，封闭件54在密封和锁合组件34的深度或以下的深度处设置在生产管22中。或者，封闭件54可在密封和锁合组件\n34或以上处设置在生产管22中或设置在油管悬挂器壳体生产孔24a中。\n[0056] 在设置和测试密封和锁合组件34、下部封隔器52和封闭件54之后，且地下安全阀26和环空隔离阀28关闭时，油管悬挂器送入工具30从油管悬挂器壳体24脱开并取回到表面。然后从井口壳体14移除BOP组20。\n[0057] 接着，采集树组件60通过管柱50(较佳的是钻杆柱)和采集树送入工具56从水的上表面降低，如图5所示。示出采集树组件60具有生产孔62、生产总阀64、生产翼阀66和生产抽汲阀68。采集树组件60还包括环空孔70和环空总阀72。采集树组件60具有适于与井口壳体14密封和连接的采集树井口连接器60a。\n[0058] 图5中示出的较佳采集树组件60一般是指单孔采集树；但是本发明不仅适用于单孔采集树，也适用于双孔和多孔采集树以及试验采集树。此外，尽管本发明尤其适于海底应用，但发现它也可应用于地面井。\n[0059] 图5示出了具有采集树到油管悬挂器插入接头(stab sub)组件74的采集树组件\n60，该插入接头组件提供采集树组件60和通用油管悬挂器悬挂组件10之间的各种相互连接。插入接头组件74较佳地在将采集树组件60降低到井口壳体14之前安装在采集树组件60的下端。插入接头组件74包括与采集树生产孔62密封配合的生产孔74a，并在采集树组件60安装到井口壳体14上时与油管悬挂器壳体生产孔24a形成密封配合。类似地，插入接头组件74还包括与采集树环空孔70密封配合的环空孔74b。采集树组件60安装时，环空孔74b形成与油管悬挂器环空孔24b的密封配合。在插入接头组件74中较佳地有一个或多个液压控制线74c，这些液压控制线74c提供到液压管线24c、44a和44b的连接(图9)以控制井下设备和装置。此外，诸如化学剂注入管线之类的其它端口或管线可设置在插入接头组件74中。使用关于液压和化学剂注入的术语“管线”意在包括实心件中的管或孔或端口，所述实心件例如油管悬挂器壳体24或插入接头组件74。\n[0060] 图6示出了连接到通用油管悬挂器壳体24的插入接头组件74的较佳实施例。示出在油管悬挂器壳体24中有一对环空隔离阀28。图6的右侧示出在封闭位置以封闭环空通道24b的右阀28，且左侧示出在打开位置以打开环空通道24的左阀28。较佳的是左和右隔离阀28采用相同的位置并一起操作。如图6和7所示，插入接头组件74较佳地包括一对环空孔74b以提供足够的截面环形流动面积，通常该组合面积等于1.5″至2″直径孔的截面面积。各环形孔74b的下端通过外围沟槽或沟道74b′彼此流体连通。类似地，各环形孔74b的上端通过外围沟槽或沟道74b″彼此流体连通。或者或附加地，采集树组件60还可包括外围沟槽以提供到采集树环形孔70和环形总阀72的流体连通(图5)。环空隔离阀28打开时从密封和锁合组件34下方到采集树组件60的环空流路P在图6中用箭头表示。\n[0061] 图8和9示出了用于化学剂注入和液压或地下安全阀(SSSV)控制装置的通道。图\n8和9的剖视图相对于图6的剖视图已有角度旋转。如图9所示，插入接头74包括用于地下安全阀26和化学剂注入74d的液压控制装置74c。较佳地为每个设置上述类似沟道。密封件较佳地设置在各沟道之间以保持各通道之间的隔离。\n[0062] 在较佳实施例中，外围沟槽或沟道的宽度(沿插入接头74的纵向轴线测量)比孔\n74b、74c和74d的相应直径大，以使在油管悬挂器壳体24和采集树组件60之间垂直间隔变化范围上的相应通道之间能够连通。例如，油管悬挂器壳体24相对于井口壳体上表面14a的垂直高度是预定的并通过上述送入工具上部心轴46和调节螺母48设置。采集树组件60安装在井口壳体14上。插入接头组件74提供油管悬挂器壳体24和采集树组件60之间的流体和控制联接。由于较佳的是在降低组件之前将插入接头74连结到采集树组件60，所以当采集树组件60固定到井口壳体14时油管悬挂器壳体24和插入接头74之间的所有流体/控制连接可自动匹配是很重要的。上述外围沟槽或沟道的扩大的宽度允许在采集树组件60和油管悬挂器壳体24之间的一距离范围上实现所要求的匹配。较佳的是，沟道使插入接头组件74能够在约1″至3″的垂直距离范围上适当地匹配并连通。\n[0063] 如上面参照优选实施例所述沟道使采集树组件60、插入接头组件74和油管悬挂器壳体24能够独立于分开部件的角度定向而彼此连通和匹配。该装置的这种“非定向”特征简化了海底部件的送入和安装。本发明也可用于定向的海底部件。\n[0064] 在固定和测试采集树组件60之后，封闭件54(见图4)穿过生产管22、油管悬挂器24、插入接头组件74、采集树组件60、采集树送入工具56和安装管柱50的孔而撤回到表面。\n[0065] 图10示出了上面所示和所述本发明实施例的微小更改。在图10中，阻挡装置80连接到油管悬挂器壳体24的下端。阻挡装置80较佳地为具有上环部分82和下环部分84的环件。每个环部分82，84分别包括螺纹端82a、84a，适于彼此配合。较佳的是，下环部分\n84具有下部斜面端84b，该下部斜面端与生产套管悬挂器18a上的肩部18b对应。较佳的是，阻挡装置80的长度可在安装油管悬挂器悬挂组件10之前由环部分82和84的螺纹配合来调节。较佳的是，阻挡装置80的长度使得下部倾斜面端84b与油管悬挂器肩部18b接触并将油管悬挂器悬挂组件10的重量传递到生产套管悬挂器18a。因此，如果生产套管悬挂器18a相对于井口壳体14的尺寸和位置是已知的，可采用环阻挡装置80在降低和安装油管悬挂器悬挂组件10时提供向下的阻挡。此外，环阻挡装置80可用于代替图2的调节螺母48。环阻挡装置80不提供密封件，且它不提供对向上力的阻力-密封和对向上力的阻力仍然由密封和锁合组件34来提供。\n[0066] 根据本发明的上述说明，可实现一套“通用”的海底井部件。例如，再参见图1，井口壳体14的通用大小具有18.625″或18.75″的内径(ID)，这取决于制造商。安装在这些井口壳体14中的套管悬挂器16a、18a通常为井口壳体14的上表面14a以下24″至36″。\n因此，通用油管悬挂器悬挂组件10的油管悬挂器壳体24(图2，2a)可在井口壳体14的上部占据约直径18.5″高度24″的圆柱空间。由于较佳油管悬挂器壳体24不包括用于锁定到井口壳体14上部可松开锁定机构(在常规油管悬挂器中是典型的)，18.5″直径基本上可被油管悬挂器壳体24完全使用。井口壳体14的该较大直径是有利的，因为用于穿过油管悬挂器壳体所需的各种孔和通道的“可用空间”明显比常规油管悬挂器中的要大。\n[0067] 较佳的是，插入接头组件74的长度(见图5、6)相同，与采集树组件60所安装的井口壳体14和套管悬挂器16a，18a的类型无关。这时由于使用间隔距离D以无论井口壳体的类型无何都基本上同样地将油管悬挂器24相对于井口壳体14的顶部设置而完成的。\n这提供了从井口到井口的设计的简化并允许用于较佳采集树组件60的“通用”插入接头组件74。当然，对不同大小的生产管需要独立的插入接头组件。\n[0068] 因此，应当理解，通用油管悬挂器悬挂组件10、插入接头74和采集树组件60能够安装在各种井口壳体14上，并在很大程度上是“通用”且“现货供应”的物品，消除了当将制造商A的采集树组件安装到制造商B的井口壳体上时产生的相当大的工程和制造成本。\n本发明还不再使用安装于制造商B的井口用于承载制造商A的油管悬挂器的短管(井口连接件和跨越井口壳体)。\n[0069] 在本发明的较佳实施例中，通用油管悬挂器悬挂组件10、插入接头组件74和采集树组件60不要求角度定向。该特征显著地简化了安装程序。但是，本发明并不限于非定向设置，而是还可用于要求相对于彼此定向的部件。用于将采集树组件定向到油管悬挂器的技术是本技术领域已知的。美国专利5,544,707中揭示了一种类型的合适的定向技术，该技术以参见的方式纳入本文。另一定向技术是当部件穿过BOP组20时用销更改BOP组20以对部件定向。部件的定向增加了海底安装过程的成本和复杂度。\n[0070] 本发明包括用于油井和气井的油管悬挂器悬挂组件10及其安装方法。油管悬挂器悬挂组件10包括设置在井口壳体14中的油管悬挂器壳体24。油管悬挂器组件10包括能够在生产管柱18中提供生产管22的密封和负载支承的密封和锁合机构34。连接到油管悬挂器悬挂组件10的上端和采集树组件60的下端的插入接头组件74提供井下液压和电动功能和到生产管22的环空通路。\n[0071] 使用用于油管悬挂器组件10的间隔和放置的BOP组20不再要求用于间隔的井口壳体14的精确尺寸并不再需要将海底采集树组件60接口连接到插入接头组件74的任何内部层叠尺寸。较佳的是，油管悬挂器组件10的间隔通过BOP组20中的送入工具30的上部心轴46顶部处的可调节间隔螺母48来完成。或者，油管悬挂器组件10的间隔预定高度可用安置在生产套管悬挂器18中的环阻挡装置80(较佳的是可调节的)来完成。使用通过BOP组20而不是井口壳体14将下部件高度固定在预定高度的管道封隔器技术，使得海底采集树能够接口连接在任何工业井口系统中。在系统中使用的该装置也不需使用BOP组\n20或井口来定向。\n[0072] 上述装置和方法是有利的，因为它们适于与属于井口壳体的特有细节无关地用于井口壳体14中。本发明的较佳实施例的油管悬挂器悬挂组件10不再需要使用用于将油管悬挂器壳体24锁定和密封在位的井口壳体或套管悬挂器承坐肩部。本发明的较佳实施例的油管悬挂器悬挂组件10也不再需要将油管悬挂器壳体24密封到井口壳体14。较佳实施例通过将密封和锁合组件34密封、固定和锁定在由井口壳体或系统中的套管悬挂器18a悬挂的生产套管18中而消除了这些需要。\n[0073] 本发明使完成海底井的得以简化且成本降低。油管悬挂器壳体24较佳地不锁定到井口壳体14、不与其密封或由其支承。因此，井口壳体14不再需要专门相关于油管悬挂器壳体24的细节、轮廓等。此外，在生产管柱18中不需要内部轮廓等来与密封和锁合组件\n34协配。这提供了将油管悬挂器壳体24安装在所要求的高度以确保当插入接头组件74与采集树组件60一起降低时由其桥接的适当空间的灵活性。甚至套管柱18中的密封和锁合组件34的最终高度也可通过改变下部件32的长度而在较长的距离上变化。根据各种关于井的因素，如果认为需要，本发明还实施为多个密封和锁合组件34。\n[0074] 本发明提供了可用于油管悬挂器壳体24中的相当大量的增加的截面面积，这是极为有利的。油管悬挂器壳体24的直径可接近井口壳体14的内径。增加的面积可使油管悬挂器壳体中需要或想要的增加的生产孔或多个生产孔、环空和各种其它端口和控制装置等有充足空间。\n[0075] 可从本发明的油管悬挂器悬挂组件的较佳实施例得到的一些优点的说明如下：\n[0076] 对于消费者/用户，井口变得对于完井是不可见。这为用户提供了两个方面的节约：工程和硬件接口。在确定诸如层叠公差和尺寸和兼容性问题之类的油管悬挂器接口方面减少了工程。目前，这包括海底和地面完井的问题。\n[0077] ·工程：\n[0078] 1.花费在接口上的工程时间是很显著的。用户花费大约一个人一周的工程量以完成接口。这大致需要两个工程师以$200/小时的成本，每个制造商的接口总共$16,000。\n两个井的成本约为$32,000且十个井是$320,000。\n[0079] 2.制造商供应解决接口问题的专用图每幅图收费$10,000。通常最少两副图需要一共$20,000。即使井是相同的且图是复制的也是按井收费的。如果用户有两个井，收费是$40,000，或如果他有十个井，收费是$200,000。井口制造商收取这些费用以可获取其需要的专用信息，这些信息用作在金钱方面鼓励用户来购买井口制造商的油管悬挂器和采集树而不是寻找最经济/商业化的解决方案以完成他的海底井。\n[0080] 3.总数在一个井$36,000到十个井$520,000之间。\n[0081] ·制造和硬件接口：\n[0082] 1.为了使用常规管道悬挂方法在井口中完成井，其中井口的制造商与采集树的制造商不同，采集树制造商的常规管道悬挂系统与井口不兼容。因此，致使用户的完井是无用的。这意味着用户的$1,300,000至$2,000,000完井是无用的，它必须以时间、进度和硬件的为代价购买另一个采集树。\n[0083] 2.如果井的情形允许技术缺陷，可使用跨接短管。但是工程中会发生上述相同问题。跨接短管安装在井口壳体上并设计成适应采集树制造商的油管悬挂器。除了增加的工程成本，用于跨接的硬件成本约为$500,000，大约增加$1,500,000至$7,000,000的安装扩展成本。该扩展成本取决于水的深度和地理位置。\n[0084] 3.在这方面水平采集树是有帮助的，在水平采集树中，油管悬挂器壳体安置并密封在采集树(短管)中，而不是井口壳体中。但是，水平采集树还有伴随有价格和工程接口方面的问题。通常水平采集树成本每个井约高出$1,000,000以及还有约$1,200,000的辅助费成本。\n[0085] 4.在本发明的油管悬挂器悬挂组件的较佳实施例中，锁合和密封装置在套管孔中。这提供了以下方面的优点：成本和灵活性。成本对用户来说是降低的，因为可使用单孔或多孔生产管系统。这使得大的插入接头能够用通过用于采集树接口的插入接头心轴而在采集树中以带多孔(生产、环空和液压端口)，因此在采集树和完井方面节约了约$500,000至$7,000,000。\n[0086] 本发明，包括通用油管悬挂器悬挂组件10，并不限于在此描述的较佳实施例。通用油管悬挂器悬挂组件10并不限于容纳在井口壳体中的油管悬挂器壳体。当然，通用油管悬挂器悬挂组件10也可用于油管悬挂器容纳在安装在井口壳体上的管道短管或水平采集树中的井中。应当理解，密封装置38及和可选的锁合装置40应当仍然设置在套管柱18中。\n[0087] 因此已经阐述了根据本发明的油管悬挂器悬挂组件、完井系统及其安装方法的优选实施例。但是，本发明不应当过度地限于仅用于说明性目的的上文。不背离本发明实质范围的本发明的各种实施例对于本技术领域的技术人员来说是显而易见的。