实际上，要控制的油井有三种类型：开采油井、正维护的油井(“修 井”)以及钻井。传统上，每种油井都由附接到立管和井口采油树(在 开采环境下)或者防喷器(BOP)(在钻井或修井环境下)的专用控制 设备从水面平台进行控制。这样的专用控制系统昂贵、笨重且复杂， 并且用于每一口油井的专用系统是特有的。因此，长期以来都感觉需 要减少这种控制系统的数量并减少必须与它们一起使用的立管的复杂 性。
在正对其它油井进行钻井或修井的地点附近的区域中开采一些油 井的情况下，使用各种类型的浮船和控制设备。如上所述，通常，用 于钻井操作的控制系统与用于开采操作的控制系统不同，且两者都与 修井情形中的不同。因而，需要减小正进行开采、钻井和/或修井操作 的区域或领域中的控制和分配系统的数量和类型，以便克服某些前述 困难，同时提供更有利的综合结果。

单独地或者相结合地，在本发明的多个方面解决了上述各种问题。
一种系统包括水面装置，该水面装置位于多口水下油井上方的适 当位置，所述多口水下油井布置在该水面装置的监控圈内。多个出油 管将多口水下油井中的至少一口油井直接联接到水面装置。控制站、 液压动力单元和注入单元布置在该水面装置上。分配主体布置在海底， 并且经由一个或多个管缆联接到所述控制站、液压动力单元和注入单 元中的每一个。第一井口部件布置在所述水下油井中的一口油井上， 且经由提供电通信、液压和流体连通的一个或多个跨线联接到所述分 配主体。第二井口部件布置在所述水下油井中的另一口油井上，且经 由提供电通信、液压和流体连通的一个或多个跨线联接到所述分配主 体。所述控制站可操作为在钻井、修井和开采活动期间向所述第一井 口部件和第二井口部件提供控制功能。
因此，本发明包括能克服现有装置的各种问题的特征和优点组合。 对于本领域技术人员而言，通过阅读以下对本发明优选实施例的详细 描述并通过参照附图，本发明的上述各种特性以及其他特征将更显而 易见。

为了更详细地了解本发明，对附图进行参考，其中：
图1示出具有根据本发明实施例构建的分布式控制系统的水下油 田；
图2为根据本发明实施例构建的多路电液水下分布式控制系统的 部分示意图；
图3为根据本发明实施例构建的分离的电液水下分布式控制系统 的部分示意图；
图4为根据本发明实施例构建的电液水下直接控制系统的部分示 意图；
图5为根据本发明实施例构建的用于安装管缆和立管的系统的部 分示意图；
图6为根据本发明实施例构建的直接控制的水下采油树的部分示 意图；
图7为具有根据本发明实施例构建的控制系统的处于钻井构型中 的井口的部分示意图；
图8为具有根据本发明实施例构建的控制系统的处于开采构型中 的井口的部分示意图；
图9为具有根据本发明实施例构建的控制系统的处于修井构型中 的井口的部分示意图；
图10为具有外部开采主阀的水下采油树的部分截面图；
图11为具有整体阀的水下采油树的部分截面图；
图12为具有竖直环形空间和开采管柱的水下采油树的部分截面 图；
图13为水下液压蓄能器组件的部分示意图；以及
图14为水下分配控制和监测站的部分示意图。

在以下的描述中，在整个说明书和附图中分别用相同的附图标记 来标示同样的部件。附图不必按比例。本发明的某些特征可以用夸大 比例示出，或者在某种程度上为示意图形式，并且为了清楚和简洁起 见，常规元件的某些细节可不示出。
现参考图1，浮动平台10设置在水下井口14的领域上方。浮动 平台10通过锚泊系统11固定在适当位置，该锚泊系统11允许将所述 平台定位在监控圈13内的任何位置。水下采油树16附接到一些水下 井口14上。在底部15还可看到分配控制和监测站22，该分配控制和 监测站22通过跨线24联接到水下采油树16。浮动平台10通过立管 12连接到水下采油树16。浮动平台10通过管缆26对水下采油树16 执行分配控制和监测功能，该管缆26终止于水下管缆终端(SUT)组 件，该水下管缆终端组件包括电液水下管缆终端组件18和化学水下管 缆终端组件20。水下管缆终端组件18和20分别通过跨线28和30连 接到分配控制和监测站22。
现参照图2，可看到来自浮动平台10(图1)的用于控制水下采 油树16的电液多路控制系统。平台上层初步控制站200、液压动力单 元202、主控制站203、防喷器控制系统205、注入单元206全都布置 在浮动平台10上。平台上层初步控制站(PCS)200通过通信链路200A 与主控制站203通信。主控制站203包括电力单元(EPU)和不间断电 源(UPS)。主控制站203和液压动力单元(HPU)202联接到电液管 缆线26，该电液管缆线26在海底15终止于电液管缆终端组件18，该 电液管缆终端组件18通过电液跨线30连接到分配控制和监测(DCM) 站22。
电液跨线30向DCM站22提供电控制信号和加压的液压流体， DCM站22包括水下分配单元22D和控制单元22E，该控制单元22E 包括控制模块22C和液压蓄能器组件22A。无需进一步描述，本领域 技术人员也将想到为本发明替代实施例的各种水下控制模块22C和蓄 能器组件22A。控制单元22E通过电跨线24E连接到水下采油树16， 该电跨线24E在该控制单元和该水下采油树之间传送电信号。分配单 元22D通过液压控制跨线24H连接到水下采油树16，该液压控制跨线 24H提供该分配单元和该水下采油树之间的液压连通。
化学注入单元206通过化学管缆26C连接到海底15上的化学注入 管缆终端组件20。化学注入管缆终端组件20通过化学跨线28连接到 水下分配单元22D。化学注入通过跨线24C提供给水下采油树16。
在图2中还可看到BOP(防喷器)控制系统205，该BOP(防喷 器)控制系统205位于浮动平台10上并且连接到电液管缆26。本领域 技术人员将能想到各种BOP控制系统205以及各种化学注入单元206， 它们都是本发明的示例性实施例，不需要进一步说明。同样，本领域 技术人员将能理解跨线28、30、24C、24E和24H而不需要详述，而 且本领域技术人员也将理解，这样的跨线在终端组件18和20以及水 下分配单元22之间的安装，其通过使用远程操作载具(ROV-未示出) 以本发明的各种示例性实施例实现。同样，跨线24C、24E和24H在 水下分配单元22和水下采油树16之间的连接通过使用ROV以本发明 的各种示例性实施例实现。
现参考图3，可以看到一替代实施例，其中平台上层PCS 200连 接到液压动力单元202、油井控制面板204和化学注入单元206。液压 动力单元202和化学注入单元206也连接到油井控制面板204。因此， 油井控制面板204从浮动平台10上控制海底15的水下采油树16。这 种控制通过电管缆26E和液压管缆26H实现。如图所示，电管缆26E 连接到电水下管缆终端组件18E和控制单元22E。同样，液压管缆26H 连接到分配单元22D。油井控制面板204与化学注入单元206通信， 该化学注入单元206连接到化学注入管缆26C，用于与化学注入管缆终 端组件20进行管缆连通。水下分配单元22D经由化学注入跨线28连 接到化学注入管缆终端组件20。水下分配单元22D通过液压跨线24H 向水下采油树16提供液压连通并通过跨线24C向水下采油树16提供 化学注入连通。控制单元22E通过跨线24E向水下采油树16提供电通 信。
尽管未在图2和3中示出，但是本领域技术人员应理解，如图1 所示，通过一组分配控制和监测部件控制了多口油井14。因此，不需 要为每个水下采油树16都分配一个管缆，并且通过单个管缆26E、26H 和26C来控制、监测多口油井或者向它们分配流体。同时，简化的立 管12(图1)以基本竖直的方式连接到水下采油树16，从而允许插入 和移出在钻井、开采和修井中使用的各种工具。在通过与海底的分配 控制或监测中心站进行通信的管来开采的系统中，工具的这种插入和 移出是不可能的，因为井身和所述流体管之间为锐角。
现参考图4，可以看到油井控制的又一实施例，其中实现了对每 口油井的直接控制。在图4的实施例中，PCS 200与化学注入单元206、 液压动力单元202和油井控制面板204通信。在所示实施例中，单个 管缆26用于所有的电通信、液压连通和化学注入功能，且它与立管12 分开。如图所示，立管12和管缆26直接连接到水下采油树16。
现参考图5，可以看到将管缆26与立管12安装到采油树16的系 统和方法。采油树连接器500和导向套502安装在浮动平台10(图1) 的甲板510上。管缆26包括柔性的、卷绕保持的管，该管由翻转滑轮 520支撑并卷绕在卷筒504上。管缆26从卷筒504进给通过翻转滑轮 520、导向套502和采油树连接器500。管缆26从采油树连接器500在 导向套504处进给穿过浮动平台10的龙骨525。通过使用ROV，将管 缆26连接到水下采油树16。
现参考图6，可以看到对水下采油树16的直接控制的更详细视图。 管缆26(在替代实施例中为液压或电液式)由管缆张紧器600支撑。 管缆26附接到软管卷筒612和控制/液压单元614，如本领域技术人员 将理解的。管缆26穿过管缆张紧器600和采油树连接器500，水面采 油树604连接到该采油树连接器500。出油管606通过出油管张紧装置 608连接到水面采油树604的顶部并由出油管张紧器608支撑。出油管 606终止于平台上层设备610，如本领域技术人员将理解的。
现参考图7，示出了由图2和图3所见类型的多路系统控制的处 于钻井模式下的油井的更详细视图。诸如水面防喷器700的压力控制 装置连接到钻井或修井立管710，而该立管710又通过回接连接器722 连接到水下防喷器720。水下防喷器720通过采油树连接器726安装在 井口14上。水面防喷器700安装在浮动平台10(图1)上，该浮动平 台10能够通过调节平台的锚泊系统将该平台移动到其监控圈内来直接 定位在井口14上方。
水下防喷器720具有如本领域技术人员已知的各种控制器，它们 通过跨线24连接到水下分配单元22。水下分配单元22包括水下控制 模块22C和水下蓄能器组件22A。在各种实施例中，水下蓄能器组件 22A包括高压蓄能器、低压蓄能器和“回”压蓄能器。水下分配单元 22安装在水下分配单元对接平台728上，且经由管缆26连接到浮动平 台10(图1)(如参考图2和图3所描述的)。
现参考图8，图7的油井被示出为处于开采模式，它由相同的多 路系统控制。诸如水面采油树800的压力控制装置连接到管道立管12， 如本领域技术人员所理解的，该管道立管12连接到立管连接器812和 水下采油树16。水下采油树16包括主阀816和环空阀818，以用于接 近和控制井口14的管道820与该井口的其它部件之间的环形空间。控 制和仪器接合板815起到用于水下跨线24的连接器的作用。
现参考图9，示出了其中油井处于修井构型中的的示例性实施例。 诸如水面防喷器或采油树900的压力控制装置位于于浮动平台10(图 1)上，且修井立管910连接到回接连接器922。水下防喷器720经由 采油树连接器726连接到水下采油树16，而水下跨线管缆24连接到控 制和仪器接合板825以及水下分配单元22。如图7的钻井模式中一样， 浮动平台10(图1)能够通过调节平台的锚泊系统将该平台移动到其 监控圈内来直接定位在井口14上方。
尽管在某些实施例中专用的水下分配单元22用于开采，且在其它 实施例中专用的水下分配单元22用于钻井或修井构型，但是图7-9中 所见的实例示出了具有相似部件的常见类型的水下分配单元22。这保 证了效率，因为用于钻井、修井和开采的控制和分配功能被设置在能 够与诸如立管710、810和910、水下防喷器720和水下采油树16的各 种设备进行面接的海底上的一个单元中。同样，水下跨线管缆24可包 括用于所有三种操作模式或用于两种模式的任意组合的所有控制线。 在各种实施例中提供的控制的实例包括：BOP控制、连接器锁定/解锁、 采油树控制、DSSV控制、化学注入、环形空间监测、仪器通信及其它。
现参考图10，可以看到具有外部开采主阀的水下采油树的实例性 实施例，其中立管连接器1000附接到包括通海旋塞1004的水下采油 树1002。主阀1006A和1006B控制通海旋塞1004任一侧上的通路。 环空进入阀1010A、1010B和1010C控制通海旋塞1004的每一侧上的 通向水下采油树的环形空间的通路。在各种操作情形中，环形空间内 的压力可能增大到难以接受的水平。在这种情况下，希望监测环形空 间(例如，通过环空阀1010A-1010C)并且/或将流体(例如钻井泥浆 或水泥)通过阀1010A-1010C提供到所述环形空间中。同样，如果附 接到环空进入阀1010A的环空管线不足以将期望的流体运送到环形空 间内(例如，在将环空管线的尺寸设定成只用于监测的实施例中)， 那么主阀1006A和1006B被操纵成使得流体(例如水泥)向下泵送通 过立管(连接到立管连接器1000)并且进入环空进入通道1011中。环 空进入阀1010A-1010C被操纵成使得流体然后通过环空进入通道1012 进入环形空间1020中。从所示实施例以及上面的描述，本领域技术人 员将理解如何通过操纵主阀1006A和1006B以及环空进入阀 1010A-1010C来执行各种其它环形空间控制和进入操作。
现参考图11，可以看到其中阀与管段成整体的水下采油树的替代 实施例。主阀1006A和1006B不是控制出油管进入通道1030，而是主 阀1006A和1006B直接控制出油管1101。
现参考图12，可以看到其中示出了具有竖直环形空间和开采管柱 的水下采油树的又一替代实施例。出油管1201由容纳在水下采油树 1202中的开采主阀1206A和1206B控制。在水下采油树1202内还有 转换进入通道1252和控制流动的转换阀1250，该转换进入通道1252 又控制环空进入通道1254与出油管1201之间的连通。环空主阀1256 设置在环空进入通道1254中，以提供通向环形空间1020的通路。
现参考图13，可以看到液压蓄能器组件，其中蓄能器1301和蓄 能器1302通过液压控制阀1308(位于底部)与液压供给管线1304和 液压返回管线1306相连。蓄能器1301和蓄能器1302还与位于平台上 层上的另一液压控制阀1310相连。如所见的，1308和1310是两位置 单投阀。本领域技术人员将能想到作为替代实施例的其它阀。供压源 1312通过阀1310连接到蓄能器1301并通过阀1308到液压供给管线 1304，该液压供给管线1304连接到上述的各种油井控制系统。如所示 的，水下蓄能器的使用提供了液压操作的多重效率。
现参考图14，可以看到图1中的DCM站22的实例。DCM站22 包括液压连接器1401、电连接器1403、蓄能器组1405、水下控制模块 1406、电液管缆连接器1407和注入管缆连接器1409A、1409C。液压 连接器1401和电连接器1403为连接到各个井口的多个电液跨线提供 终端连接点。蓄能器组1405包括在选定压力下储存预定体积的液压流 体的多个液压蓄能器。蓄能器可少于用于跨线的连接器，因为并非所 有油井需要同时用大量蓄能器进行液压回路控制。
水下控制模块1406容纳连接到电连接器1403的各种电路和控制 系统。电液管缆连接器1407连接到向浮动平台提供电信号和液压连通 的电液跨线。同样，注入连接器1409A和1409C被设置用于化学注入 跨线所需的连接。
因此，DCM站22通过布置在该站内的控制模块1406和多路器以 及可选的歧管来提供多口分布式油井与单个浮动装置之间的电通信和 流体连通以便控制布置在井口上的设备以及提供流体注入能力。
上面的描述仅作为示例给出，并非意图限制所要求的本发明的范 围。本领域技术人员将能想到属于本发明的范围内的其它示例。
关于联邦赞助的研究或开发的声明
不适用。
权利要求书(按照条约第19条的修改)
1.一种水下控制系统，包括：
水面装置，所述水面装置位于多口水下油井上方的适当位置；
锚泊系统，所述锚泊系统将所述水面装置保持在监控圈内，其中 所述多口水下油井中的每一口油井都布置在所述监控圈内；
多个出油管，其中每个出油管都将所述多口水下油井中的一口油 井直接联接到所述水面装置；
分配主体，所述分配主体布置在海底；
控制站，所述控制站布置在所述水面装置上，并且可操作为经由 布置在所述水面装置与所述分配主体之间的电管缆向所述分配主体提 供电信号；
液压动力单元，所述液压动力单元布置在所述水面装置上，并且 可操作为经由布置在所述水面装置与所述分配主体之间的液压管缆向 所述分配主体提供加压的液压流体；
注入单元，所述注入单元布置在所述水面装置上，并且可操作为 经由布置在所述水面装置与所述分配主体之间的注入管缆向所述分配 主体提供注入流体；
第一井口部件，所述第一井口部件布置在所述水下油井中的一口 油井上，且经由一个或多个跨线联接到所述分配主体，所述一个或多 个跨线提供所述分配主体与所述第一井口部件之间的电通信、液压和 流体连通；以及
第二井口部件，所述第二井口部件布置在所述水下油井中的另一 口油井上，且经由一个或多个跨线联接到所述分配主体，所述一个或 多个跨线提供所述分配主体与所述第二井口部件之间的电通信、液压 和流体连通，其中所述控制站可操作为在钻井、修井和开采活动期间 向所述第一井口部件和所述第二井口部件提供控制功能。
2.如权利要求1所述的水下控制系统，其中所述控制站包括液压 歧管，所述歧管可选择用于在第一状态下提供所述第一井口部件与所 述液压动力单元之间的液压连通以及在第二状态下提供所述第二井口 部件与所述液压动力单元之间的液压连通。
3.如权利要求2所述的水下控制系统，还包括蓄能器组，该蓄能 器组布置在所述分配主体上并且与所述液压动力单元和所述液压歧管 流体连通。
4.如权利要求1所述的水下控制系统，其中所述分配主体包括电 多路器，所述多路器可选择用于在第一状态下提供所述第一井口部件 与所述控制站之间的电通信以及在第二状态下提供所述第二井口部件 与所述控制站之间的电通信。
5.如权利要求1所述的水下控制系统，其中所述分配主体包括在 所述第一井口部件与所述控制站之间的第一直接电连接以及所述第二 井口部件与所述控制站之间的第二直接电连接。
6.如权利要求1所述的水下控制系统，其中所述控制站包括注入 歧管，所述注入歧管可选择用于在第一状态下提供所述第一井口部件 与所述注入单元之间的流体连通以及在第二状态下提供所述第二井口 部件与所述注入单元之间的流体连通。
7.如权利要求1所述的水下控制系统，还包括：
监测输入端，所述监测输入端位于所述分配主体内；
第一监测输出端，所述第一监测输出端布置在所述第一井口部件 上；以及
第二监测输出端，所述第二监测输出端布置在所述第二井口部件 上；
其中所述监测输入端能够可选择地连接在所述第一监测输出端与 所述第二监测输出端之间。
8.如权利要求7所述的水下控制系统，其中所述监测输入端联接 到所述控制站。
9.一种水下控制系统，用于控制第一水下油井和第二水下油井， 所述控制系统包括：
出油管，所述出油管直接布置在所述第一水下油井和第二水下油 井中的每一口油井与水面装置之间，所述水面装置具有监控圈，其中 所述第一水下油井和第二水下油井都布置在所述监控圈内；
分配主体，所述分配主体布置在海底；
控制分配器，所述控制分配器布置在所述分配主体上并且与水面 上的控制站连通，其中所述控制分配器包括开采功能控制、钻井功能 控制、第一控制输出端和第二控制输出端；
第一井口部件，所述第一井口部件联接到所述第一水下油井，并 与所述第一控制输出端连通；以及
第二井口部件，所述第二井口部件联接到所述第二水下油井，并 与所述第二控制输出端连通。
10.如权利要求9所述的水下控制系统，其中所述控制分配器包 括液压歧管，所述歧管可选择用于在第一状态下提供所述第一井口部 件与所述控制站之间的液压连通以及在第二状态下提供所述第二井口 部件与所述控制站之间的液压连通。
11.如权利要求10所述的水下控制系统，还包括蓄能器组，所述 蓄能器组布置在所述分配主体上且与所述液压动力单元和所述液压歧 管流体连通。
12.如权利要求9所述的水下控制系统，其中所述分配主体包括 电多路器，所述多路器可选择用于在第一状态下提供所述第一井口部 件与所述控制站之间的电通信以及在第二状态下提供所述第二井口部 件与所述控制站之间的电通信。
13.如权利要求9所述的水下控制系统，其中所述分配主体包括 在所述第一井口部件与所述控制站之间的第一直接电连接以及在所述 第二井口部件与所述控制站之间的第二直接电连接。
14.如权利要求9所述的水下控制系统，其中所述控制分配器包 括化学注入歧管，所述化学注入歧管可选择用于在第一状态下提供所 述第一井口部件与所述控制站之间的流体连通以及在第二状态下提供 所述第二井口部件与所述控制站之间的流体连通。
15.如权利要求9所述的水下控制系统，还包括：
监测输入端，所述监测输入端位于所述分配主体内；
第一监测输出端，所述第一监测输出端布置在所述第一井口部件 上；以及
第二监测输出端，所述第二监测输出端布置在所述第二井口部件 上；
其中所述监测输入端能够可选择地连接在所述第一监测输出端与 所述第二监测输出端之间。
16.如权利要求15所述的水下控制系统，其中所述监测输入端联 接到所述控制站。
17.一种系统，包括：
水面装置，所述水面装置的位置通过锚泊系统保持在监控圈内；
多口水下油井，所述多口水下油井布置在所述监控圈内，使得所 述水面装置能够获得通向所述油井中的每一口油井的直接竖直通路；
第一井口部件，所述第一井口部件布置在所述水下油井中的一口 油井上；
第二井口部件，所述第二井口部件布置在所述水下油井中的另一 口油井上；
分配站，所述分配站布置在海底并且通过提供所述分配站与所述 井口部件之间的电通信和液压连通的跨线而联接到所述第一井口部件 和所述第二井口部件；
控制系统，所述控制系统布置在所述水面装置上，并且可操作为 经由布置在所述水面装置与分配站之间的至少一个管缆向所述分配站 提供电信号和液压信号；
大致竖直的立管，所述大致竖直的立管从所述水面装置延伸到所 述第一井口部件；以及
压力控制装置，所述压力控制装置联接到所述立管并且布置在所 述水面装置上。
18.如权利要求17所述的系统，其中所述第一井口部件为水下防 喷器，而所述压力控制装置为水面防喷器。
19.如权利要求17所述的系统，其中所述第一井口部件为水下采 油树，而所述压力控制装置为水面采油树。
20.如权利要求17所述的系统，还包括注入单元，所述注入单元 布置在所述水面装置上并且可操作为经由布置在所述水面装置与分配 主体之间的注入管缆来向所述分配站提供注入流体，其中所述分配站 经由提供所述井口部件与所述分配站之间的流体连通的注入跨线来联 接到所述第一井口部件和所述第二井口部件。