Покрытие со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровому инструменту. Техническим результатом является повышение износостойкости бурильной колонны в процессе бурения. Предложенная бурильная колонна содержит корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильные трубы или гибкие насосно-компрессорные трубы, соединенные с низом бурильной колонны. При этом колонна труб содержит покрытие со сверхнизким трением, по меньшей мере, на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15. Причем указанное покрытие со сверхнизким трением выбрано из аморфного сплава WS2, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил., 4пр.

 

Область техники

Изобретение относится к области вращательного бурения. Более конкретно оно относится к покрытиям со сверхнизким трением и использованию таких покрытий для бурильных колонн в сборе для уменьшения трения и износа в течение процессов подземного вращательного бурения.

Уровень техники

В процессах вращательного бурения буровую коронку присоединяют к окончанию низа бурильной колонны в сборе, который присоединен к бурильной трубе, включающей трубчатую штангу и бурильные замки, которые могут вращаться по поверхности посредством бурового ротора или блока верхнего привода. Масса бурильной трубы и низа бурильной колонны в сборе вызывает вращение головки бура для бурения отверстия в земле. По мере развития данного процесса новые секции трубчатой штанги добавляют к бурильной трубе для увеличения ее общей длины. Периодически в течение процесса бурения открытый ствол скважины обсаживают для стабилизации стенок и процесс бурения начинают снова. В результате бурильная труба обычно действует как в открытом стволе скважины, так и внутри обсадных труб, которые устанавливают в стволе скважины. Альтернативно гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ) могут заменить бурильную трубу в бурильной колонне в сборе. Сочетание бурильной трубы и низа бурильной колонны в сборе или гибких НКТ и низа бурильной колонны в сборе здесь называют бурильной колонной в сборе. Вращение бурильной трубы подает мощность через бурильную трубу и низ бурильной колонны в сборе к коронке. При бурении с использованием гибких НКТ мощность поставляют к коронке посредством буровых гидравлических насосов. Количество мощности, которое можно передать посредством вращения, ограничено максимальным вращающим моментом, который может выдерживать бурильная труба или гибкие НКТ.

В течение бурения скважины через подземные пласты породы бурильная колонна в сборе подвержена значительному скользящему контакту как со стальной обсадкой, так и с породами. Этот скользящий контакт в основном является следствием вращательных и осевых движений бурильной колонны в сборе в стволе скважины. Трение между движущейся поверхностью бурильной колонны в сборе и неподвижными поверхностями обсадки и породы вызывает торможение бурильной колонны и приводит к избыточному вращающему моменту и торможению в течение процесса бурения. Проблема, вызываемая трением, присуща любому процессу бурения, однако особенно причиняет трудности в направленных скважинах или в скважинах при бурении с увеличенным отклонением от оси скважины (БООС). Направленное бурение или БООС представляет собой намеренное отклонение ствола скважины от вертикали. В некоторых случаях отклонение от вертикали может достигать 90º. Такие скважины обычно называют горизонтальными скважинами и их можно бурить на значительную глубину и значительное расстояние от буровой платформы.

Во всех процессах бурения бурильная колонна в сборе стремится прижаться к стенке ствола скважины или обсадной трубы, однако это наклонность намного выше в направленных скважинах из-за действия силы тяжести. По мере того, как бурильная труба увеличивается в длине или увеличивается градус отклонения от вертикали, величина трения, вызванного вращением бурильной колонны в сборе, также возрастает. Для того чтобы преодолеть это увеличение, трения требуется дополнительная мощность для вращения бурильной колонны в сборе. В некоторых случаях трение между бурильной колонной в сборе и стенкой обсадной трубы или стволом скважины превышает максимальный вращающий момент, который может вынести бурильная колонна в сборе, и/или максимальную вращательную способность буровой установки, и процесс бурения необходимо прекратить. Следовательно, глубина, до которой можно пробурить скважины с использованием доступного оборудования для направленного бурения и технологий, ограничена.

Одним способом уменьшения трения, вызванного контактом между бурильной колонной в сборе и обсадными трубами (в случае обсаженного ствола скважины) или стволом скважины (в случае необсаженного ствола скважины), является улучшение смазывающей способности бурового раствора.

В промышленных процессах бурения предпринимали попытки для уменьшения трения, в основном посредством использования воды и/или буровых растворов на основе масла, содержащих различные типы дорогих и часто экологически вредных добавок. Также часто использовали дизельное топливо и другие минеральные масла в качестве смазочных материалов, однако существует проблема с устранением бурового раствора. Известно, что определенные минералы, такие как бентонит, помогают уменьшить трение между бурильной колонной в сборе и необсаженным стволом скважины. Такие материалы, как тефлон, использовали для уменьшения трения, однако они недостаточно долговечны и прочны. Другие добавки включают растительные масла, асфальт, графит, моющие средства и скорлупу грецких орехов, однако каждое имеет свои собственные ограничения.

Другим способом уменьшения трения, вызванного контактом между бурильной колонной в сборе и обсадными трубами или стволом скважины, является использование алюминиевой бурильной трубы, так как алюминий легче стали. Однако алюминиевая бурильная труба дорога и ее трудно использовать в процессе бурения, и она не совместима со многими типами буровых растворов (например, с буровыми растворами с высоким pH).

Еще одним способом уменьшения трения, вызванного контактом между бурильной колонной в сборе и обсадными трубами или стволом скважины, является использование материала с твердосплавным покрытием на бурильной трубе в сборе (также называемого здесь наплавкой твердого сплава или поверхностным упрочением). В патенте US 4665996, включенным здесь во всей своей полноте путем ссылки, описывают использование поверхностного упрочения сплавом, состоящим из 50-65% кобальта, 25-35% молибдена, 1-18% хрома, 2-10% кремния и менее 0,1% углерода на основную несущую поверхность трубчатой штанги для уменьшения трения между бурильной трубой и обсадными трубами или породой. В результате вращающий момент, необходимый для процесса вращательного бурения, особенно направленного бурения, уменьшается. Описанный сплав также обеспечивает превосходное сопротивление износу бурильной трубы наряду с уменьшением износа обсадных труб. Другой формой наплавки твердого сплава является WC-кобальтовые металлокерамические материалы, применяемые для бурильной колонны в сборе. Другие наплавляемые твердые материалы включают TiC, Cr - карбид и другие системы смешанного карбида и нитрида. Наплавление твердого сплава можно применять для частей бурильной колонны в сборе, используя способы наплавленного слоя сварного шва или термического распыления.

Еще одной проблемой, встречающейся в процессах подземного вращательного бурения, особенно направленного бурения, является износ обсадных труб и бурильной колонны в сборе, который происходит, когда металлические поверхности контактируют друг с другом. Это стирание металлических поверхностей в течение бурения нефтяных и газовых скважин приводит к избыточному износу как бурильной колонны в сборе, так и обсадной трубы скважины. В настоящее время одним предпочтительным решением для уменьшения износа бурильной колонны в сборе является наплавка твердого сплава на части бурильной колонны в сборе. Содержащий карбид вольфрама сплав, такой как Stellite 6 и Stellite 12 (торговая марка Cabot Corporation), обладает превосходной устойчивостью к износу как материал для наплавки твердого сплава. Наплавка твердого сплава защищает бурильную колонну в сборе, однако она приводит к чрезмерному стиранию обсадной трубы скважины. Эта проблема особенно труднопреодолима при направленном бурении, так как бурильная колонна в сборе, которая стремится прижиматься к обсадной трубе скважины, непрерывно стирает обсадную трубу скважины по мере вращения бурильной трубы. Помимо этого, некоторые из этих сплавов наплавки твердого сплава, такие как карбид вольфрама, могут вызывать излишнее трение.

Следовательно, существует потребность в новых технологиях покрытий/ материалов, которые не повреждают обсадные трубы и при этом защищают бурильную колонну в сборе от износа и, в то же время, понижают контактное трение в обсаженном стволе скважины при условиях бурения. Это требует новых материалов, которые сочетают высокую прочность со способностью к низкому коэффициенту трения (КГ) при контакте со стальной поверхностью обсадных труб. Если такое покрытие/материал также может обеспечить низкую поверхностную энергию и низкий КГ на стенке ствола скважин, тогда оно может помочь обеспечить бурение с увеличенным отклонением от оси скважины.

Краткое описание изобретения

По настоящему изобретению предпочтительная бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения включает корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильную трубу, соединенную с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, и покрытие со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15.

Дополнительный аспект настоящего изобретения относится к предпочтительному способу уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах подземного вращательного бурения, включающему: обеспечение бурильной колонны в сборе с покрытием, включающей корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильную трубу, соединенную с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, и покрытие со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15, и использование бурильной колонны в сборе с покрытием в процессах подземного вращательного бурения.

Еще один аспект настоящего изобретения относится к предпочтительной бурильной колонне в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения, включающей: корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильную трубу, соединенную с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, наплавку твердого сплава по меньшей мере на часть открытой внешней поверхности корпуса в сборе, и покрытие со сверхнизким трением по меньшей мере на части наплавленного твердого сплава, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15.

Еще один аспект настоящего изобретения относится к предпочтительному способу уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах подземного вращательного бурения, включающему: обеспечение бурильной колонны в сборе, включающей корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильную трубу, соединенную с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, наплавку твердого сплава по меньшей мере на часть открытой внешней поверхности корпуса в сборе, и покрытие со сверхнизким трением по меньшей мере на части наплавленного твердого сплава, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15, и использование бурильной колонны в сборе с покрытием в процессах подземного вращательного бурения.

Эти и другие свойства и особенности описанной бурильной колонны в сборе с покрытием, способы уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения и их предпочтительные применения и/или использования станут ясными из последующего подробного описания, особенно при прочтении совместно с приложенными к нему чертежами.

Краткое описание чертежей

Чтобы помочь специалисту в получении и использовании предмета обсуждения приведены ссылки на приложенные чертежи.

На Фиг.1 схематически изображена механическая скорость бурения (МСБ) в зависимости от массы, приложенной к коронке (МПК) в течение подземного вращательного бурения.

На Фиг.2 изображены примеры применения описанных здесь покрытий со сверхнизким трением в применениях подземного бурения.

На Фиг.3 изображено соотношение между КГ покрытия и твердостью покрытия для некоторых описанных здесь покрытий со сверхнизким трением в отличие от стали основной комплектации.

На Фиг.4 изображена репрезентативная диаграмма напряжений-деформаций, показывающая высокий предел упругости аморфных сплавов по сравнению с пределом упругости кристаллических металлов/сплавов.

На Фиг.5 изображена тройная фазовая диаграмма аморфных углеродов.

На Фиг.6 изображена схематическая иллюстрация теории водородной ненасыщенной связи.

На Фиг.7 изображена характеристика трения и износа покрытия АПУ (алмазоподобного углерода) при сухом испытании износа при трении скольжения.

На Фиг.8 изображена характеристика трения и износа покрытия АПУ в буровом растворе на основе масла.

На Фиг.9 изображена характеристика трения и износа покрытия АПУ при испытании износа при трении скольжения в буровом растворе на основе масла при повышенной температуре (66°С (150°F)).

На Фиг.10 показана характеристика трения покрытий АПУ при повышенной температуре в буровом растворе на основе масла.

На Фиг.11 сравнивают характеристику ослабления скорости покрытия АПУ с непокрытой, подвергаемой воздействию внешней среды стальной подложкой.

На Фиг.12 изображены СЭМ (сканирующая электронная микроскопия) поперечные сечения описанных здесь однослойных и многослойных покрытий АПУ.

На Фиг.13 изображен краевой угол смачивания водой покрытий АПУ в отличие от непокрытой стали 4142.

На Фиг.14 изображена примерная схема гибридного покрытия АПУ на наплавленном твердом сплаве для бурильных колонн в сборе.

Определения

Бурильную трубу определяют как колонну или трубу трубчатой штанги с присоединенными бурильными замками, переходной трубкой между бурильной трубой и низом бурильной колонны в сборе, включая бурильные замки, тяжелой трубчатой штангой, включая бурильные замки, и износными накладками, которые передают жидкость и вращательную мощность от ведущей бурильной трубы к воротникам бура и коронке. Часто, особенно в нефтяной промышленности, данный термин неточно применяют так, чтобы он включал как трубчатую штангу, так и воротники бура. Бурильная труба не включает буровую коронку.

Бурильную колонну определяют как полную длину пустотелых труб, состоящих из ведущей бурильной трубы, трубчатой штанги и воротников бура, которые составляют буровой снаряд от поверхности до низа бурильной колонны. Бурильная колонна не включает буровую коронку.

Низ бурильной колонны в сборе (НБК) определяют как один или более компонентов, включающих, но не ограничивающихся этим: стабилизаторы, стабилизаторы переменного размера, обратные расширители, воротники бура, гибкие воротники бура, управляемые инструменты для вращательного бурения, расширители с цилиндрическими шарошками, амортизирующие переводники, гидравлические забойные двигатели, инструменты для каротажа в процессе бурения (КПБ), инструменты измерения в процессе бурения (ИПБ), колонковые буровые инструменты, расширители основания буровой скважины, буровые расширители, центраторы, турбины, кривые переходники, наклонные гидравлические двигатели, бурильные ясы, гидравлические ускорители, устанавливаемые над ясом, перепускные переводники, отбойные ясы, устройства уменьшения вращающего момента, переводники с обратным клапаном, ловильные снаряды, ловильные ясы, промывочные трубы, применяемые при ловильных работах, каротажные приборы, переводники приборов для измерения искривления скважины, немагнитные аналоги этих компонентов, сопряженные внешние соединения этих компонентов и их сочетания.

Бурильную колонну в сборе определяют как сочетание бурильной трубы и низа бурильной колонны в сборе или гибких НКТ и низа бурильной колонны в сборе. Бурильная колонна в сборе не включает буровой коронки.

Подробное описание изобретения

Все численные значения в подробном описании и в формуле изобретения здесь даны посредством терминов «примерно» или «приблизительно», применяемых к указанной величине, и они учитывают экспериментальную ошибку, которую может ожидать специалист в данном уровне техники.

Обзор применения покрытий со сверхнизким трением и связанных с этим преимуществ

Глубокие скважины для разведки и добычи нефти и газа бурят с помощью системы вращательного бурения, которая создает ствол скважины посредством разрушающего породу инструмента, буровой коронки. Вращающий момент, приводящий в движение коронку, часто получают на поверхности посредством двигателя с механической коробкой передач. Через трансмиссию двигатель приводит в движение буровой ротор или блок верхнего привода. Средством для транспортировки энергии от поверхности к буровой коронке является бурильная труба (здесь сокращенно обозначаемая как БТ), в основном состоящая из трубчатых штанг. Низшая часть бурильной трубы представляет собой низ бурильной колонны в сборе (здесь сокращенно обозначаемый как НБК), состоящий из воротников бура, стабилизаторов и других устройств, включая устройства измерения, расширителей основания буровой скважины и двигателей. Сочетание бурильной трубы и низа бурильной колонны в сборе здесь называют бурильной колонной в сборе. Альтернативно, гибкие НКТ (насосно-компрессорные трубы) можно использовать вместо бурильной трубы, и сочетание гибких НКТ и низа бурильной колонны в сборе также называют здесь бурильной колонной в сборе. Низ бурильной колонны в сборе соединен с буровой коронкой на буровом наконечнике.

В случае бурильной колонны в сборе, включающей бурильную трубу, периодически в течение процессов бурения добавляют новые секции трубчатой штанги к бурильной колонне, и верхние участки ствола скважины обычно обсаживают для стабилизации стенок и бурение возобновляют. Таким образом, бурильная колонна в сборе (бурильная труба/НБК) испытывает различные типы трения и износа, вызванные взаимодействием между бурильной трубой/НБК/коронкой и обсадными трубами (обсаженная часть ствола скважины) или разрушающим породу инструментом и буровым раствором в пространстве между трубой и внешней стенкой буровой скважины, или бурильной трубой/НБК/коронкой с необсаженной частью ствола скважины (необсаженная часть ствола скважины).

Бурение направлено в более глубокие и твердые пласты, где низкая механическая скорость бурения (здесь сокращенно обозначаемая как МСБ) приводит к высоким затратам на бурение. В других областях, таких как глубокое бурение в глинистых сланцах, может возникать налипание разрубленной породы на низ бурильной колонны, где срезы глинистого сланца прилипают к режущей поверхности коронки из-за различного давления бурового раствора на режущую поверхность со стороны бурового раствора и режущую поверхность со стороны коронки, значительно уменьшая эффективность бурения и МСБ. Налипание срезов к составляющим частям НБК, таким как стабилизаторы, также может привести к неэффективности бурения.

Трение и износ в бурильной колонне в сборе являются важными причинами преждевременного повреждения бурильной трубы или гибких НКТ и связанной с этим потерей энергии, производимой двигателем. Износ стабилизатора может влиять на качество ствола скважины, помимо того, что он приводит к колебательной потере энергии, производимой двигателем. Эти неэффективности могут проявляться как ограничители МСБ или «точки провала» в том смысле, что МСБ не увеличивается линейно с массой, приложенной к коронке (здесь сокращенной обозначаемой как МПК) и числом оборотов в минуту (здесь сокращенно обозначаемых как об/мин) коронки, как предсказывалось с точки зрения механики коронки. Эти ограничения схематически изображены на Фиг.1.

В бурильной промышленности осознали, что колебания бурильной колонны и налипание породы на коронку являются двумя наиболее сильными ограничителями механической скорости бурения. Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением при применении к бурильной колонне в сборе помогают ослаблять эти ограничения МСБ.

Окружающие породы при глубоком бурении, особенно пласты твердой породы, вызывают сильные колебания бурильной колонны в сборе, которые могут вызвать уменьшение механической скорости бурения буровой коронки и преждевременное повреждение скважинного оборудования. Двумя основными источниками возбуждения колебаний являются взаимодействия буровой коронки и пласта породы и бурильной колонны в сборе и ствола скважины или обсадных труб. Вследствие этого бурильная колонна в сборе колеблется продольно, со скручиванием, горизонтально, или обычно с сочетанием этих трех основных мод, то есть связанных колебаний. Это приводит к сложной проблеме. Особенно сложная форма колебания бурильной колонны в сборе представляет собой прерывистый режим колебания, который является проявлением неустойчивости при кручении. Статическое контактное трение различных частей бурильной колонны в сборе с обсадными трубами/стволом скважины, а также динамическая характеристика этого контактного трения как функция скорости вращения, могут быть важными для появления прерывистых колебаний. Например, полагают, что вызываемую коронкой прерывистую нестабильность при кручении можно инициировать посредством ослабления скорости контактного трения на поверхностях коронки и ствола скважины, где трение динамического контакта ниже, чем статическое трение.

Современная передовая технология буровой платформы позволяет выполнять множественное бурение боковых скважин из одной начальной скважины. Это может означать бурение на большие глубины и использование технологии направленного бурения, например, с использованием роторно-управляемых систем (здесь сокращенно обозначаемых как РУС). Хотя это дает большие преимущества в стоимости и логистике, это также сильно увеличивает износ бурильной трубы и обсадных труб. В некоторых случаях направленного бурения или бурения с увеличенным отклонением от оси скважины степень отклонения от вертикали, угол от вертикали, может составлять 90°, что обычно называют горизонтальными скважинами. В процессах бурения бурильная труба в сборе стремится прижаться к стенке ствола скважины или обсадных труб. Это тенденция намного выше в направленных скважинах из-за действия силы тяжести. По мере того, как увеличивают длину и/или степень отклонения бурильной трубы, также возрастает общее сопротивление трения, создаваемое вращением бурильной трубы. Для преодоления этого увеличения сопротивления трения требуется дополнительная мощность для вращения бурильной трубы. Получающийся износ и трение в бурильной трубе/обсадных трубах (в обсаженном стволе скважины) являются критическими для эффективности процесса бурения. Измеренная глубина, которую можно достичь в этой ситуации, часто ограничена полезной мощностью вращающего момента буровой установки. Существует необходимость в нахождении более эффективных решений для увеличения срока службы оборудования и производительности бурения с существующими установками и приводными механизмами для увеличения горизонтального бурения при бурении с увеличенным отклонением от оси. Высокое контактное трение в этих применениях приводит к высокому вращающему моменту и сопротивлению среды, которое может ограничивать зону досягаемости при бурении с увеличенным отклонением от оси. Было обнаружено, что нанесение на всю бурильную колонну в сборе или на ее части покрытия со сверхнизким трением может решить эти проблемы. На Фиг.2 обозначены области бурильной колонны в сборе, на которые можно нанести описанные здесь покрытия со сверхнизким трением для уменьшения трения.

Другой аспект по настоящему изобретению относится к использованию покрытий со сверхнизким трением для улучшения характеристики бурильного оборудования, особенно бурильной головки для бурения в пластах, содержащих глину и подобные вещества. В настоящем изобретении используют новые материалы или системы покрытий с низкой поверхностной энергией для обеспечения поверхностей с низкой термодинамической энергией, например смачиваемых неводной жидкостью поверхностей деталей низа бурильной колонны. Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением подходят для нефтяного и газового бурения в областях вязких горных пород, такого как глубокое бурение в глинистых сланцах с высокими содержаниями глин, с использованием буровых жидкостей на водной основе (здесь кратко обозначаемых как БВО) для предотвращения налипания разрубленной породы на буровую коронку и низ бурильной колонны в сборе.

Более того, описанные здесь покрытия со сверхнизким трением при нанесении на бурильную трубу в сборе могут одновременно уменьшать контактное трение, налипание разрубленной породы на коронку и уменьшать износ, в то же время не обеспечивая долговечности и механической целостности обсадных труб в случае обсаженного ствола скважины. Таким образом, описанные здесь покрытия со сверхнизким трением являются «не причиняющими вреда обсадным трубам» в том, что они не уменьшают срок службы или функциональные возможности обсадных труб. Для описанных здесь покрытий со сверхнизким трением также характерна низкая чувствительность или отсутствие чувствительности к характеристике уменьшения скорости из-за трения. Таким образом, бурильные колонны в сборе, снабженные описанными здесь покрытиями со сверхнизким трением, обеспечивают поверхности с низким трением с преимуществами как в области ослабления прерывистых колебаний, так и в области уменьшения паразитного вращающего момента для того, чтобы обеспечить дополнительную способность к бурению со сверхвысоким отклонением от оси скважины.

Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе предоставляют следующие примерные неограничивающие преимущества: 1) ослабление прерывистых колебаний, 2) уменьшение вращающего момента и сопротивления-среды для увеличения зоны досягаемости для скважин с большим отклонением от оси, и 3) ослабление налипания разрубленной породы на буровую коронку и другие компоненты низа бурильной колонны. Эти три преимущества совместно с минимизацией паразитного вращающего момента могут привести к значительным улучшениям в механической скорости бурения, также как и в долговечности скважинного бурового оборудования, также таким образом внося вклад в уменьшение непродуктивного времени (здесь сокращенно называемого НПВ). Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением не только уменьшают трение, но также противодействуют агрессивным компонентам среды, окружающей погруженное в скважину буровое оборудование, требующее химической устойчивости, устойчивости к коррозии, ударной устойчивости, устойчивости к износу, эрозионной и механической сохранности (прочности поверхности раздела покрытие - подложка). Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением также подходят для применения в сложных формах без повреждения свойств подложки. Более того, описанные здесь покрытия со сверхнизким трением также обеспечивают поверхности с низкой энергией, необходимые для обеспечения сопротивления налипанию разрубленной породы компонентам низа бурильной колонны.

Примерные воплощения по настоящему изобретению

В одном примерном воплощении по настоящему изобретению бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения включает корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильную колонну, соединенную с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, и покрытие со сверхнизким трением на по меньшей мере части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15. В альтернативных формах этого воплощения коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением может быть равен или меньше 0,13, или 0,11, или 0,09, или 0,07, или 0,05. Силу трения можно вычислить следующим образом:

Сила трения=Нормальная (вертикально направленная) сила х коэффициент трения

В другом воплощении бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения может обладать коэффициентом динамического трения покрытия со сверхнизким трением, который не ниже 50%, или 60%, или 70%, или 80%, или 90% от статического коэффициента трения покрытия со сверхнизким трением. В еще одном воплощении бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения может обладать коэффициентом динамического трения покрытия со сверхнизким трением, который выше или равен статическому коэффициенту трения покрытия со сверхнизким трением.

Покрываемая бурильная колонна в сборе может состоять из сталей (сплавов на основе железа), сплавов на основе алюминия, сплавов на основе никеля и сплавов на основе титана. Сталь 4142 представляет собой один неограничивающий пример стали, используемый для компонентов бурильной колонны в сборе. Поверхности подложки из стали можно при необходимости подвергнуть дополнительной обработке поверхности до нанесения покрытия со сверхнизким трением. Усиленная обработка поверхности может обеспечить одно или более из следующих преимуществ: повышенная долговечность, уменьшенный износ, уменьшенный коэффициент трения, уменьшенная усталость и повышенная коррозионная характеристика слоя(ев) покрытия со сверхнизким трением. Неограничивающие примеры дополнительных обработок поверхности включают ионную имплантацию (ионное легирование), азотирование, науглероживание, дробеструйное упрочение, лазерное полирование и полирование электронным пучком, лазерную нагартовку и их сочетание. Такие обработки поверхности могут повышать прочность поверхности подложки путем введения дополнительных веществ и/или накладывать глубокое остаточное напряжение сжатия, приводящие к подавлению роста трещин, вызванного повреждением из-за усталости, удара и износа.

Описанное здесь покрытие со сверхнизким трением можно выбрать из аморфного сплава, нанесенного химическим осаждением никель-фосфорного композиционного материала, графита, MoS2, WS2, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний. Материал на основе алмаза может быть химически осажденным из паровой фазы (ХОПФ) алмазом или поликристаллическим синтетическим алмазом (ПСА). В одном преимущественном воплощении бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения покрыта покрытием со сверхнизким трением из алмазоподобного углерода (АПУ), и более конкретно АПУ покрытие можно выбрать из тетраэдрического аморфного углерода (ТАУ), тетраэдрического аморфного гидрированного углерода (ТАГУ), алмазоподобного гидрированного углерода (АПГУ), подобного полимеру гидрированного углерода (ППГУ), подобного графиту гидрированного углерода (ПГГУ), кремнийсодержащего алмазоподобного углерода (КАПУ), металлсодержащего алмазоподобного углерода (МАПУ), кислородсодержащего алмазоподобного углерода (КСАПУ), азотсодержащего алмазоподобного углерода (ААПУ), борсодержащего алмазоподобного углерода (БАПУ), фторсодержащего алмазоподобного углерода (ФАПУ) и их сочетаний.

Значительное уменьшение коэффициента трения (КГ) бурильной колонны в сборе приводит к значительному уменьшению силы трения. Это приводит к меньшей силе, требуемой для скольжения выбуренной породы вдоль поверхности бурильной колонны в сборе с покрытием. Если сила трения достаточно мала, возможно увеличение подвижности выбуренной породы вдоль поверхности до тех пор, пока она может подниматься по поверхности бурильной колонны в сборе или перемещаться к затрубному пространству (между колонной и стенками скважины). Также возможно, что повышенная подвижность выбуренной породы вдоль поверхности может подавлять образование различным образом налипших выбуренных пород из-за разницы давления между буровым раствором и областью границы раздела между выбуренными породами и буром, из которой выжат буровой раствор, удерживающей выбуренную породу на лезвии бура. Понижения КГ на поверхностях компонентов бурильной колонны в сборе достигают путем покрытия этих поверхностей описанными здесь покрытиями со сверхнизким трением. Эти покрытия со сверхнизким трением, которые наносят на бурильную колонну в сборе, способны противостоять агрессивным веществам окружающей среды при бурении, включая сопротивление коррозии, ударной нагрузке и воздействию высоких температур.

Помимо сверхнизкого КТ покрытия по настоящему изобретению также обладают достаточно высокой твердостью для того, чтобы противостоять износу в течение процессов бурения. Более конкретно, твердость по Виккерсу или твердость, эквивалентная твердости по Виккерсу, описанных здесь покрытий со сверхнизким трением на бурильных колоннах в сборе, может быть больше или равной 400, 400, 600, 700, 800, 900, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3500, 4000, 5000, 5500 или 6000. Твердость по Виккерсу больше 400 позволяет использовать бурильную колонну в сборе с покрытием по настоящему изобретению для бурения в глинистых сланцах с буровыми растворами на основе воды и допускает использование стабилизаторов бурильной колонны со спиральной канавкой. На Фиг.3 изображено соотношение между КТ покрытия и твердостью покрытия для некоторых описанных здесь покрытий со сверхнизким трением в отличие от сталей бурильной трубы/НБК предыдущего уровня техники. Сочетание низкого КТ и высокой твердости описанных здесь покрытий со сверхнизким трением при использовании их в качестве покрытия поверхности бурильной колонны в сборе обеспечивает твердые, долговечные материалы с низким КТ для применений в бурении с погруженным пневмоударником.

Бурильная колонна в сборе с покрытием с описанными здесь покрытиями со сверхнизким трением также обеспечивает поверхностную энергию меньше 1,0, 0,9, 0,8, 0,7, 0,6, 0,5, 0,4, 0,3, 0,2 или 0,1 Дж/м2 для ослабления прилипания или налипания вырубленной породы в течение процессов подземного вращательного бурения. Краевой угол также можно использовать для количественной характеристики поверхностной энергии описанных здесь покрытий со сверхнизким трением на бурильных колоннах в сборе с покрытием. Краевой угол смачивания водой описанных здесь покрытий со сверхнизким трением больше 50, 60, 70, 80 или 90°.

Дополнительные подробности, касающиеся описанных здесь покрытий со сверхнизким трением для использования в бурильных колоннах в сборе, приведены далее.

Аморфные сплавы со сверхнизким трением

Аморфные сплавы в качестве описанных здесь покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе обеспечивают высокий предел упругости/скоростной напор потока при относительно высокой твердости. Эти характеристики позволяют таким материалам, когда они подвергаются сжатию или растяжению, оставаться упругими для более высоких растяжений/сжатий по сравнению с материалами с кристаллической структурой, такими как стали, используемые в бурильных колоннах в сборе. Соотношение растяжение-сжатие аморфных сплавов в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе и обычных сплавов с кристаллической структурой/сталей изображено на Фиг.4 и показывает, что традиционные сплавы с кристаллической структурой/стали могут легко пластически деформироваться при относительно низких растяжениях/сжатиях по сравнению с аморфными сплавами. Преждевременная пластическая деформация на поверхностях контакта приводит к образованию неровностей поверхности и последующим высоким силам контакта с неровностями и КГ металлов с кристаллической структурой. Вообще, высокий предел упругости аморфных металлических сплавов или аморфных материалов может привести к уменьшению образования неровностей, что также приводит к значительному усилению сопротивления износу. Аморфные сплавы в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе могут привести к уменьшенному образованию неровностей в течение процесса бурения и таким образом уменьшить КГ бурильной колонны в сборе.

Аморфные сплавы в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе можно осадить, используя множество технологий нанесения покрытия, включая, но не ограничиваясь этим, термическое напыление, холодное напыление, наплавление слоя сваркой, полирование поверхности лазерным лучом, ионную имплантацию и осаждение из паровой фазы. Используя сканирующий лазерный луч или электронный пучок, поверхность можно быстро отполировать и охладить с образованием аморфного поверхностного слоя. При полировании преимуществом может являться модифицирование состава поверхности для обеспечения хорошей способности образования стеклянной поверхности и для увеличения твердости и сопротивления износу. Это можно осуществить путем сплавления в ванне расплава на поверхности по мере того, как источник тепла осуществляет сканирование. Наплавленные твердосплавные покрытия можно также нанести термическим напылением, включая плазменное напыление в воздухе или в вакууме. Более тонкие, полностью аморфные покрытия в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе можно получить путем технологий осаждения тонких пленок, включающих, но не ограничивающихся этим, напыление, химическое осаждение из паровой фазы (ХОПФ) и электролитическое осаждение. Некоторые описанные здесь составы аморфных сплавов, такие как сплавы со стехиометрией, близкой к равному атомному соотношению (например, Ni-Ti), можно привести в аморфное состояние путем сильной пластической деформации, такой как поверхностная обработка труб или ударное нагружение. Описанные здесь аморфные сплавы в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе обеспечивают превосходное соотношение характеристики износа и трения, и требуют соответствующей способности стеклообразования для используемой методологии производства.

Полученные химическим осаждением композиционные Ni-Р-покрытия со сверхнизким трением

Полученные химическим осаждением никель-фосфорные (Ni-Р) композиционные материалы в качестве описанных здесь покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе можно получить совместным осаждением инертных частиц на металлическую матрицу из электролитической ванны или ванны для химического осаждения. Покрытие композиционным материалом на основе Ni-P-алмаз является эффективным с точки зрения затрат способом покрытия, так как он основан на промышленном способе нанесения химическим осаждением никелевого покрытия. Композиционное Ni-P-покрытие обеспечивает превосходную адгезию к большинству металлических подложек и подложек из сплавов. Окончательные свойства этих покрытий зависят от содержания фосфора в Ni-P-матрице, которое определяет структуру покрытий, и от таких характеристик внедренных частиц, как тип, форма и размер. Описанное здесь покрытие со сверхнизким трением из композиционного Ni-P-материала может включать частицы микронного размера.

Слоистые материалы со сверхнизким трением и новые слои покрытий композиционных материалов на основе фуллеренов

Слоистые материалы, такие как графит, МоS2 и WS2 (пластинки политипа 2Н) можно использовать в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе. Помимо этого, слои покрытия композиционных материалов на основе фуллеренов, которые включают подобные фуллеренам наночастицы, также можно использовать в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе. Подобные фуллеренам наночастицы имеют преимущество в связанных с действием сил трения свойствах по сравнению с обычными металлами, в то же время уменьшая недостатки традиционных слоистых материалов (например, графита, MoS2). Почти сферические фуллерены также могут вести себя как шарикоподшипники наноразмера. Основное благоприятное преимущество полых фуллереноподобных наночастиц можно приписать следующим трем эффектам: (а) трению качения; (б) фуллереновые наночастицы служат как прокладки, которые устраняют контакт металла с металлом между выступами шероховатостей двух сопряженных металлических поверхностей; и (в) переносу материала посредством трех тел. Скольжение/качение фуллереноподобных наночастиц на границе раздела между трущимися поверхностями может быть основным фрикционным механизмом при низких нагрузках, когда сохраняется форма наночастицы. Благоприятный эффект фуллереноподобных наночастиц возрастает с нагрузкой. Было обнаружено, что при высоких контактных нагрузках (~1 ГПа) происходит отслоение внешних листов фуллереноподобных частиц. По-видимому, перенос отслоившихся фуллереноподобных наночастиц является доминантным фрикционным механизмом при жестких условиях контакта. Механические и трибологические свойства подобных фуллерену наночастиц можно использовать путем включения этих частиц в связующие фазы покрывающих слоев. Помимо этого, композиционные покрытия, включающие подобные фуллеренам наночастицы в металлической связующей фазе (например, химическое нанесение Ni-P-покрытия), могут обеспечить пленку с автоматической смазкой и превосходными характеристиками против налипания, подходящую для покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе.

Улучшенные металлокерамические материалы на основе борида и композиционные материалы металлической матрицы

Улучшенные металлокерамические материалы на основе борида и композиционные материалы металлической матрицы в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе можно получить на материале подложки в результате воздействия высокой температуры, либо путем термической обработки, либо путем нагревания, возникающего в течение эксплуатационного износа. Например, в металлокерамических материалах на основе борида (например, TiB2-металл) поверхностный слой обычно обогащен оксидом бора (например, В2O3), который усиливает характеристику смазывания, что приводит к низкому коэффициенту трения.

Квазикристаллические материалы

Квазикристаллические материалы можно использовать в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе. Квазикристаллические материалы обладают периодической атомной структурой, однако не имеют трехмерной симметрии, характерной для обычных кристаллических материалов. В силу их кристаллографической структуры, вообще преимущественно икосаэдрической или шестиугольной, квазикристаллические материалы с заданным химическим составом показывают исключительное сочетание свойств, включая поверхности с низкой энергией, привлекательные в качестве материала покрытия для бурильных колонн в сборе. Квазикристаллические материалы обеспечивают отсутствие прилипания к поверхностям из-за их низкой поверхностной энергии (~30 мДж/м2) на подложке из нержавеющей стали с икосаэдрическими химическими составами Al-Cu-Fe. Квазикристаллические материалы в качестве покрывающих слоев для бурильных колонн в сборе могут обеспечивать сочетание низкого коэффициента трения (~0,05 при определении твердости царапаньем с алмазным наконечником твердомера в сухом воздухе) с относительно высокой микротвердостью (400-600 единиц твердости по Виккерсу) для сопротивления износу. Квазикристаллические материалы в качестве покрывающих слоев для бурильных колонн в сборе также могут обеспечивать поверхность с низкой коррозией и слой покрытия, имеющий гладкую и плоскую поверхность с низкой поверхностной энергией для улучшенной характеристики бурения. Квазикристаллические материалы можно осадить на металлическую подложку путем разнообразных технологий нанесения покрытия, включающих, но не ограничивающихся этим, термическое напыление, осаждение из паровой фазы, лазерное плакирование, наплавление слоя сваркой и электролитическое осаждение.

Сверхтвердые материалы (алмаз, алмазоподобный углерод, кубический нитрид бора)

Сверхтвердые материалы, такие как алмаз, алмазоподобный углерод (АПУ) и кубический нитрид бора (КНБ) можно использовать в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе. Алмаз является наиболее твердым материалом, известным человеку, и при определенных условиях может давать сверхнизкий коэффициент трения, когда его напыляют путем химического осаждения из паровой фазы (здесь сокращенно обозначаемого как ХОПФ) на компоненты бурильной колонны в сборе. В одной форме осажденный ХОПФ углерод можно осадить непосредственно на поверхность бурильной колонны в сборе. В другой форме на бурильную колонну в сборе можно нанести грунтовку из обеспечивающего совместимость материала (также называемую здесь буферным слоем) до осаждения алмаза. Поверхность покрытия со сверхнизким трением из алмаза ХОПФ также может обеспечивать не только уменьшенную тенденцию прилипания вырубленной породы к поверхности компонент бурильной колонны в сборе, но также способствовать использованию стабилизаторов бурильной колонны со спиральной канавкой в процессах бурения в предрасположенных к вязкости горных породах (таких, например, как в Мексиканском заливе). Покрытие поверхности течения стабилизаторов бурильной колонны со спиральной канавкой алмазом ХОПФ может способствовать тому, что вырубленная порода течет после стабилизатора восстающей скважины в кольце бурильной трубы без прилипания к стабилизатору.

В одном преимущественном воплощении можно использовать алмазоподобный углерод (АПУ) в качестве покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе. АПУ называют аморфные углеродные материалы, которые показывают некоторые уникальные свойства, похожие на свойства природного алмаза. Алмазоподобный углерод (АПУ), подходящий для бурильных колонн в сборе, можно выбрать из ТАУ, ТАП, АПГУ, ППГУ, ГПГУ, КАПУ, МАПУ, ААПУ, КСАПУ, БАПУ, ФАПУ и их сочетаний (значения этих аббревиатур см. ранее). Покрытия АПУ содержат значительные количества атомов углерода с sp3-гибридизацией. Эти sp3-связи могут встречаться не только в кристаллах - другими словами, в твердых веществах с упорядоченностью на большом расстоянии - но также в аморфных твердых веществах, в которых атомы расположены беспорядочным образом. В этом случае существует связь только между несколькими отдельными атомами, то есть упорядоченность на коротком расстоянии, а не упорядоченность на большом расстоянии, распространяющаяся на большое число атомов. Типы связи оказывают существенное влияние на свойства материала аморфных углеродных пленок. Если преобладает тип sp2, пленка АПУ может быть более мягкой, тогда как если преобладает тип sp3, пленка АПУ может быть более твердой.

Покрытия АПУ можно изготовить в виде аморфного, гибкого и все еще связанного только sp3-связями «алмаза». Наиболее твердой является такая смесь, известная как тетраэдрический аморфный углерод, или ТАУ (см. Фиг.5). Такой ТАУ содержит большую объемную долю (~ 80%) атомов углерода с sp3-связью. Возможные наполнители для покрытий АПУ включают, но не ограничиваются этим, водород, графитовый sp2-углерод и металлы, и их можно использовать в других формах для того, чтобы достичь требуемого сочетания свойств в зависимости от конкретного применения. Различные формы покрытий АПУ можно наносить на различные подложки, которые совместимы с вакуумным окружением и которые также являются электропроводящими. Качество покрытия АПУ также зависит от долевого содержания легирующих элементов, таких как водород. Некоторые способы покрытия АПУ требуют водород или метан в качестве газа-предшественника и, следовательно, значительное процентное содержание водорода может оставаться в конечном материале АПУ. Для того, чтобы дополнительно улучшить их трибологические и механические свойства, пленки АПУ часто модифицируют путем внедрения металлических элементов (например, Ti, Mo, Cr, Mi, W, Си, Nb, Та) и других легирующих элементов (например, В, N, Si, О, F, Р). Например, добавление фтора (F) и кремния (Si) к пленкам АПУ понижает поверхностную энергию и смачиваемость. Уменьшение поверхностной энергии во фторированном АПУ (ФАПУ) объясняют присутствием в пленке групп -CF2 и -CF3. Однако, повышенное содержание F может привести к пониженной твердости. Добавление Si может уменьшить поверхностную энергию путем уменьшения дисперсионного компонента поверхностной энергии. Добавление Si также может увеличить твердость пленок АПУ путем обеспечения sp3-гибридизации в пленках АПУ. Добавление металлических элементов (например, Ti, Mo, Cr, Ni, W, Cu, Nb, Та) к пленке, также как и использование таких металлических прослоек, может уменьшить остаточные напряжения сжатия, что приводит к лучшей механической целостности пленки при сжимающем нагружении.

Алмазоподобная фаза или sp3-связанный углерод АПУ является термодинамически метастабильной фазой, в то время, как графит с sp2 связью является термодинамически стабильной фазой. Таким образом образование покрывающих пленок АПУ требует неравновесной обработки для получения метастабильного sp3-связанного углерода. Способы равновесной обработки, такие как испарение графитового углерода, когда средняя энергия испаренных соединений является низкой (близкой к kТ, где k - постоянная Больцмана и Т - температура согласно абсолютной термодинамической шкале), приводят к образованию 100% sp2-связанных атомов углерода. Описанные здесь способы получения покрытий АПУ требуют, чтобы длина sp3-связи углерода была значительно меньше длины sp2-связи. Следовательно, применение давления, удара, катализа или какого-нибудь их сочетания в атомном масштабе может заставить sp2-связанные атомы углерода стать ближе друг к другу с образованием sp3-связи. Это может быть выполнено достаточно энергично, так что атомы не могут просто отскочить назад на расстояния, характерные для sp2-связей. Обычные технологии либо сочетают такое сжатие с проталкиванием нового кластера sp3-связанного углерода глубже в покрытие, так что не существует пространства для обратного расширения к расстояниям, необходимым для sp2-связи, либо новый кластер заглубляют путем поступления нового углерода, предназначенного для следующего цикла ударов.

Описанные здесь покрытия АПУ можно напылить путем таких технологий нанесения покрытия, как физическое осаждение из паровой фазы, химическое осаждение из паровой фазы или химическое осаждение из паровой фазы в плазменной среде. Способы покрытия физическим осаждением из паровой фазы включают реактивное магнетронное распыление RF-DC (высокочастотной - постоянного тока) плазмы, осаждение с помощью ионного пучка, катодное электродуговое осаждение и осаждение импульсным лазером (ОИЛ). Способы покрытия химическим осаждением из паровой фазы включают ХОПФ с помощью ионных пучков, плазменное осаждение с использованием тлеющего разряда из углеводородного газа, с использованием высокочастотного тлеющего разряда из углеводородного газа, ионную обработку погружением в положительный столб тлеющего разряда и СВЧ-разряд. Плазменное химическое осаждение из паровой фазы (ПХОПФ) представляет собой один преимущественный способ осаждения покрытий АПУ на больших площадях с высокими скоростями осаждения. Способ покрытия ХОПФ на основе плазмы является технологией нанесения не по линии прямой видимости, то есть плазма конформно покрывает требующую покрытия деталь, и на всю открытую поверхность детали наносят покрытие однородной толщины. Окончательную поверхность детали можно закреплять после нанесения покрытия АПУ. Одно из преимуществ ПХОПФ состоит в том, что температура подложки не возрастает выше примерно 150°C в течение процесса покрытия. Фторсодержащие АПУ (ФАПУ) и кремнийсодержащие АПУ (КАПУ) пленки можно синтезировать с применением технологии плазменного осаждения, используя технологический газ ацетилен (С2Н2), смешанный со фторсодержащими и кремнийсодержащими газами-предшественниками, соответственно (например, с тетрафторэтаном и гексаметилдисилоксаном).

Описанные здесь АПУ покрытия могут показывать коэффициенты трения в пределах ранее описанных диапазонов. Сверхнизкий КГ может основываться на образовании тонкой графитовой пленки на фактических площадях контакта. Так как sp3-связь является термодинамически неустойчивой фазой углерода при повышенных температурах от 600 до 1500°C в зависимости от условий окружающей среды, он может трансформироваться в графит, который может действовать как твердая смазка. Эти высокие температуры могут возникать как очень короткий всплеск температур (называемый возникающей температурой) при контактах или столкновениях с неровностями. Альтернативная теория сверхнизкого КГ покрытий АПУ - это присутствие скользкой пленки на основе углеводорода. Тетраэдрическая структура sp3-связанного углерода может приводить к ситуации на поверхности, когда может существовать один вакантный электрон, выходящий с поверхности, который не имеет атома углерода для присоединения (см. Фиг.6), что называют орбиталью «свободной валентности». Если один атом водорода со своим собственным электроном прибавляют к такому атому углерода, он может образовать связь с орбиталью свободной валентности с образованием двухэлектронной ковалентной связи. Когда две такие гладкие поверхности с внешним слоем из одиночных атомов водорода скользят относительно друг друга, имеет место сдвиг между атомами водорода. Не существует никакой химической связи между поверхностями, только очень слабые силы Ван-дер-Ваальса, и поверхности показывают свойства воска из тяжелых углеводородов. Как показано на Фиг.6, атомы углерода на поверхности могут образовывать три сильные связи с передачей одного электрона в орбиталь свободной валентности, показанные в сторону от поверхности. Атомы водорода присоединяются к такой поверхности, которая становится гидрофобной и показывает низкое трение.

Описанные здесь покрытия АПУ для бурильных колонн в сборе также препятствуют износу в силу их трибологических свойств. В частности, описанные здесь покрытия АПУ являются устойчивыми к абразивному и адгезионному износу, что делает их подходящими для использования в применениях, которые испытывают чрезвычайное контактное давление как при контакте качения, так и при контакте скольжения.

Помимо низкого трения и сопротивления износу/истиранию, описанные здесь покрытия АПУ для бурильных колонн в сборе также показывают долговечность и прочность адгезии к внешней поверхности корпуса в сборе при осаждении. Пленки покрытия АПУ могут обладать высоким уровнем внутреннего остаточного напряжения (~1 ГПа), который оказывает влияние на их трибологическую характеристику и прочность адгезии к подложке (например, стали) при осаждении. Обычно недостатком покрытий АПУ, осажденных непосредственно на стальную поверхность, является недостаточная прочность адгезии. Недостаточная прочность адгезии ограничивает толщину и вызывает несовместимость поверхности раздела АПУ и стали, что может привести к расслоению при низких нагрузках. Для преодоления этих проблем описанные здесь покрытия АПУ для бурильных колонн в сборе также могут включать прослойки различных металлических (например, но не ограничиваясь этим, Cr, W, Ti) и керамических соединений (например, но не ограничиваясь этим, CrN, SiC) между внешней поверхностью бурильной колонны в сборе и слоем покрытия АПУ. Эти керамические и металлические прослойки ослабляют остаточное напряжение сжатия описанных здесь покрытий АПУ для увеличения способности к адгезии и способности выдерживать нагрузку. Альтернативный подход к улучшению характеристик износа/трения и механической долговечности описанных здесь покрытий АПУ состоит во включении множественных слоев с промежуточными буферными слоями для ослабления повышения остаточного напряжения и/или в двойной обработке гибридных покрытий. В одной форме внешнюю поверхность бурильной колонны в сборе для обработки можно азотировать или науглероживать в предварительной обработке до осаждения покрытия АПУ для того, чтобы повысить прочность и замедлить пластическую деформацию слоя подложки, что приводит к увеличенной долговечности покрытия.

Многослойные покрытия со сверхнизким трением и гибридные покрытия со сверхнизким трением

Здесь описаны многослойные покрытия со сверхнизким трением на бурильных колоннах в сборе, и их можно использовать для того, чтобы максимизировать толщину покрытий со сверхнизким трением для бурильных колонн в сборе, применяемых в процессах бурения, для увеличения их долговечности. Описанная здесь бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения может включать не только одиночный слой со сверхнизким трением, но также два или более слоев покрытия со сверхнизким трением. Например, два, три, четыре, пять или более слоев покрытия со сверхнизким трением можно осадить на части бурильной колонны в сборе. Каждый слой покрытия со сверхнизким трением может составлять от 0,5 до 5000 микрон в толщину с нижним пределом, равным 0,5, 0,7, 1,0, 3,0, 5,0, 7,0, 10,0 15,0 или 20,0 микрон, и верхним пределом, равным 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000 или 5000 микрон. Полная толщина многослойного покрытия со сверхнизким трением может составлять от 0,5 до 30000 микрон. Нижний предел общей толщины многослойного покрытия может составлять 0,5, 0,7, 1,0, 3,0, 5,0, 7,0, 10,0 15,0 или 20,0 микрон. Верхний предел общей толщины многослойного покрытия может составлять 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000 или 300000 микрофон.

В другом воплощении описанной здесь бурильной колонны в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения корпус в сборе бурильной колонны в сборе может включать наплавку твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности для обеспечения усиленного сопротивления износу и долговечности бурильной колонны в сборе. Следовательно, один или более слоев покрытия со сверхнизким трением наносят поверх наплавленного твердого сплава для образования структуры покрытия гибридного типа. Толщина слоя наплавленного твердого сплава может быть в несколько раз больше толщины внешнего слоя или слоев покрытия со сверхнизким трением, или быть равной этой толщине. Неограничивающие примерные материалы для наплавленного твердого сплава включают материалы на основе металлокерамики, композиционные материалы с металлической матрицей, нанокристаллические металлические сплавы, аморфные сплавы и твердые металлические сплавы. Другие неограничивающие примерные типы наплавленного твердого сплава включают карбиды, нитриды, бориды и оксиды элементарных вольфрама, титана, ниобия, молибдена, железа, хрома и кремния, диспергированные в матрице металлического сплава. Такую наплавку твердого сплава можно осаждать путем наплавления слоя сваркой, термического напыления или плакирования лазерным/электронным пучком.

Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением для применения в бурильных колоннах в сборе также могут включать один или более буферных слоев (также называемых здесь адгезионными слоями). Один или более буферных слоев можно разместить между внешней поверхностью корпуса в сборе и одиночным слоем со сверхнизким трением, или двумя, или более слоями со сверхнизким трением в многослойной конфигурации покрытия со сверхнизким трением. Один или более буферных слоев можно выбрать из следующих элементов или сплавов следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Один или более буферных слоев также можно выбрать из карбидов, нитридов, карбонитридов, оксидов следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Один или более буферных слоев обычно размещают между наплавленным твердым сплавом (когда его используют) и одним, или более слоями покрытия со сверхнизким трением, или между слоями покрытия со сверхнизким трением. Толщина буферного слоя может составлять часть от толщины слоя покрытия со сверхнизким трением или приближаться к ней.

В еще одном воплощении описанной здесь бурильной колонны в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения корпус в сборе может дополнительно включать один или более усиливающих слоев, размещенных между внешней поверхностью корпуса в сборе и покрытием со сверхнизким трением или слоем твердого сплава, наплавленного по меньшей мере на части открытой внешней поверхности, для обеспечения усиленной ударной вязкости для того, чтобы минимизировать любое разжижение стали подложки, легированной на внешнем покрытии или наплавленном твердом сплаве, и для того, чтобы минимизировать поглощение остаточного напряжения. Неограничивающие примерные усиливающие слои включают нержавеющую сталь или сплав на основе никеля. Один или более усиливающих слоев обычно располагают близко к корпусу в сборе покрываемой бурильной колонны в сборе или поверх него.

В одном преимущественном воплощении описанной здесь бурильной колонны в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения можно нанести многослойные аморфные слои покрытия на основе углерода, такие как покрытия алмазоподобным углеродом (АПУ), на следующие неограничивающие примерные места бурильной колонны в сборе:

стабилизаторы и бурильные замки, для уменьшения колебания путем устранения или минимизирования трения либо между породой и стабилизатором, либо в обсадных трубах между сталью обсадных труб и бурильными замками. Покрытия из алмазоподобного углерода (АПУ), подходящие для бурильных колонн в сборе, можно выбрать из ТАУ, ТАП, АПГУ, ППГУ, ГПГУ, КАПУ, МАПУ, ААПУ, КСАПУ, БАПУ, ФАПУ и их сочетаний (см. расшифровку ранее). Особенно преимущественным покрытием АПУ для таких применений является АПГУ или ТАУ. Структура многослойных покрытий АПУ может включать отдельные слои АПУ с адгезией или буферные слои между отдельными слоями АПУ. Примерные адгезионные или буферные слои для применения с покрытиями АПУ включают, но не ограничиваются этим, следующие элементы или сплавы следующих элементов: кремний, титан, хром. вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Другие примерные адгезионные или буферные слои для применения с покрытиями АПУ включают, но не ограничиваются этим, карбиды, нитриды, карбонитриды, оксиды следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Эти буферные или адгезионные слои действуют как упрочняющие слои и слои, ослабляющие остаточное напряжение, и допускают увеличение общей толщины покрытия АПУ для многослойных воплощений, в тоже время поддерживая целостность покрытия для обеспечения долговечности.

В еще одной преимущественной форме описанной здесь бурильной колонны в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения для улучшения долговечности, механической целостности и скважинной характеристики относительного тонких слоев покрытия АПУ можно использовать метод гибридного покрытия, в котором один или более слоев покрытия АПУ можно осадить на наплавленный твердый сплав настоящего уровня техники. Это воплощение обеспечивает усиленную прочность поверхности АПУ - наплавленного твердого сплава и также обеспечивает защиту скважинных компонентов от преждевременного износа либо при истирании АПУ, либо при его отслоении. В другой форме этого воплощения можно применить улучшенную обработку поверхности для стальной подложки до нанесения слоя(ев) АПУ для увеличения долговечности и усиления характеристик износа, трения, усталости и коррозии покрытий АПУ. Улучшенные обработки поверхности можно выбрать из ионной имплантации (ионного легирования), азотирования, науглероживания, дробеструйного упрочения, полирования лазером и электронным пучком, лазерной нагартовки и их сочетаний. Такие обработки поверхности могут повышать прочность поверхности подложки путем введения дополнительных веществ и/или накладывать глубокое остаточное напряжение сжатия, приводящие к подавлению роста трещин, вызванного повреждением из-за удара и износа. В еще одной форме этого воплощения один или более ранее описанных усиливающих слоев можно расположить между подложкой и наплавленным твердым сплавом с одним или более слоями покрытия АПУ, расположенными поверх наплавленного твердого сплава.

На Фиг.14 представлено примерное воплощение покрытия со сверхнизким трением на бурильной колонне в сборе с использованием многослойных гибридных слоев покрытия, в котором слой покрытия АПУ наносят поверх наплавленного на стальную подложку твердого сплава. В другой форме этого воплощения наплавленный твердый сплав можно дополнительно обработать (например, травлением) для того, чтобы подвергнуть воздействию карбидные частицы сплава для усиления адгезии покрытий АПУ к наплавленному твердому сплаву, как также показано на Фиг.14. Такие гибридные покрытия можно наносить на скважинные компоненты, такие как бурильные замки и стабилизаторы, для увеличения долговечности и механической целостности покрытий АПУ, осажденных на эти компоненты, и для обеспечения «второй линии обороны» против агрессивного износа и эрозионных скважинных условий в процессах подземного вращательного бурения, если внешний слой со сверхнизким трением либо сотрется, либо отслоится. В другой форме этого воплощения один или более ранее описанных буферных слоев и/или один или более усиливающих слоев можно включить в структуру гибридного покрытия для дополнительного усиления свойств и рабочей характеристики в конкретных процессах подземного бурения.

Условия бурения, применения и преимущества

Описанная здесь бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения включает корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, который включает бурильную трубу, соединенную с низом бурильной колонны в сборе или, альтернативно, гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе. Бурильная труба включает один или более компонентов, выбранных из трубчатой штанги, бурильных замков, переходной трубки между бурильной трубой и низом бурильной колонны в сборе, включая бурильные замки, тяжелой трубчатой штанги, включая бурильные замки, и износных накладок и их сочетаний. Низ бурильной колонны в сборе включает один или более компонентов, выбранных из следующих элементов, но не ограничивающихся ими: стабилизаторы, стабилизаторы переменного размера, обратные расширители, воротники бура, гибкие воротники бура, управляемые инструменты для вращательного бурения, расширители с цилиндрическими шарошками, амортизирующие переводники, гидравлические забойные двигатели, инструменты для каротажа в процессе бурения (КПБ), инструменты измерения в процессе бурении (ИПБ), колонковые буровые инструменты, расширители основания буровой скважины, буровые расширители, центраторы, турбины, кривые переходники, наклонные гидравлические двигатели, бурильные ясы, гидравлические ускорители, устанавливаемые над ясом, перепускные переводники, отбойные ясы, переводники уменьшения вращающего момента, переводники с обратным клапаном, ловильные снаряды, ловильные ясы, промывочные трубы, применяемые при ловильных работах, каротажные приборы, переводники приборов для измерения искривления скважины, немагнитные аналоги этих компонентов, сопряженные внешние соединения этих компонентов и их сочетания.

Покрытие со сверхнизким трением можно осадить по меньшей мере на часть или на всю бурильную трубу и/или низ бурильной колонны в сборе и/или гибкие НКТ бурильной колонны в сборе. Следовательно, понятно, что покрытия со сверхнизким трением и гибридные формы покрытия со сверхнизким трением можно осадить на множество сочетаний описанных выше компонентов бурильной трубы и/или компонентов низа бурильной колонны в сборе. Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением, когда они нанесены на бурильную трубу, могут предотвращать или задерживать наступление изгиба бурильной трубы, включая спиральное скручивание, для предотвращения поломок бурильной колонны в сборе и связанных с ними непроизводительных затрат времени в течение процессов бурения. Более того, описанные здесь покрытия со сверхнизким трением также могут обеспечивать сопротивление неустойчивости крутильных колебаний, включая дисфункцию бурильной трубы и низа бурильной колонны в сборе из-за прерывистого колебания.

Описанные здесь бурильные колонны в сборе с покрытием можно использовать в процессах подземного вращательного бурения со скважинной температурой от -7 до 204°C (от 20 до 400°F) с нижним пределом, равным 7, 4, 16, 27 или 38°C (20, 40, 60, 80 или 100°F) и верхним пределом, равным 65, 93, 121, 149, 177 или 204°C (150, 200, 250, 300, 350 или 400°F). Описанные здесь бурильные колонны в сборе с покрытием можно использовать в процессах подземного вращательного бурения со скоростями вращения бурильной колонны на поверхности от 0 до 200 об/мин с нижним пределом, равным 0, 10, 20, 30, 40 или 50 об/мин и верхним пределом, равным 100, 120, 140, 160, 180 или 200 об/мин. Помимо этого, описанные здесь бурильные колонны в сборе с покрытием можно использовать в процессах подземного вращательного бурения с давлением бурового раствора в процессах подземного вращательного бурения от 0,1 до 137,9 МПа (от 14 до 20000 фунтов на кв. дюйм) с нижним пределом, равным 0,1, 0,69, 1,38, 2,07, 2,76, 3,45 или 6,89 МПа (14, 100, 200, 300, 400, 500 или 1000 фунтов на кв. дюйм) и верхним пределом, равным 34,5, 69, 103,4 или 137,9 МПа (5000, 10000, 15000, 20000 фунтов на кв. дюйм).

Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением на бурильных трубах в сборе могут понижать требуемый для процесса бурения вращающий момент и, следовательно, могут позволять производителю бурильных работ бурить нефтяные/газовые скважины с механической скоростью бурения (МСБ) большей, чем при использовании обычного бурильного оборудования. Помимо этого, описанные здесь покрытия со сверхнизким трением на бурильных трубах в сборе обеспечивают сопротивление износу и низкую поверхностную энергию для бурильной колонны в сборе, что является преимуществом по сравнению с обычными бурильными колоннами в сборе с наплавленным твердым сплавом, в то же время уменьшая износ обсадной трубы скважины.

В одной форме описанная здесь бурильная колонна в сборе с покрытием со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе обеспечивает сопротивление износу по меньшей мере в 2 раза, или в 3 раза, или в 4 раза, или в 5 раз большее, чем у бурильной колонны в сборе без покрытия. К тому же, описанная здесь бурильная колонна в сборе с покрытием со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе обеспечивает уменьшение износа обсадных труб по сравнению с использованием для вращательного бурения бурильной колонны в сборе без покрытия. Более того, описанная здесь бурильная колонна в сборе с покрытием со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе снижает износ осадных труб по меньшей мере в 2 раза, или в 3 раза, или в 4 раза, или в 5 раз по сравнению с использованием для процессов вращательного бурения бурильных колонн в сборе без покрытия.

Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением на бурильных трубах в сборе также могут устранять или понижать связанное со скоростью ослабление коэффициента трения. Более конкретно, системы вращательного бурения, используемые для бурения глубоких стволов скважин для разведки и добычи углеводородов, часто испытывают сильные крутильные колебания, приводящие к неустойчивостям, которые называются «прерывистыми» колебаниями, характеризующимися: (1) фазами прихвата, когда останавливается коронка или НБК вплоть до коронки (относительная скорость скольжения равна нулю), и (2) фазами скольжения, когда относительная скорость скольжения вышеупомянутой скважинной установки в сборе быстро возрастает до величины намного большей, чем средняя скорость скольжения, сообщаемая скоростью вращения (об/мин), приложенной к буровой установке. Эта проблема является особенно острой для коронок бура, которые состоят из неподвижных лопастей или резаков, установленных на поверхности корпуса коронки. Нелинейности основных законов трения приводят к неустойчивости постоянного проскальзывания по отношению к прерывистым колебаниям. В частности, характеристика ослабления, связанного со скоростью, которая проявляется в уменьшении коэффициента трения с увеличением относительной скорости скольжения, может вызывать крутильную неустойчивость, запускающую прерывистые колебания. Неустойчивость скольжения представляет собой проблему в бурении, так как она является одним из основных факторов, которые ограничивают максимальную механическую скорость бурения, как было описано ранее. При практическом применении бурения выгодно избежать прерывистой ситуации, так как она приводит к колебаниям и износу, включая инициирование повреждающих связанных колебаний. Путем уменьшения или устранения характеристики ослабления, связанного со скоростью, описанные здесь покрытия со сверхнизким трением на бурильных трубах в сборе переводят систему в состояние непрерывного скольжения, когда относительная скорость скольжения является постоянной и не колеблется (избежание прерывания) или показывает бурные ускорения или замедления для локализованных об/мин. Даже со способом предыдущего уровня техники избежания прерывистого движения с использованием присадок к смазочным маслам или таблеток для буровых растворов при высоких нормальных нагрузках и малых скоростях скольжения все еще могло иметь место прерывистое движение. Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением на бурильных колоннах в сборе могут обеспечить отсутствие прерывистого движения даже при высоких нормальных нагрузках.

Налипание вырубленной породы на коронку и стабилизатор происходит, когда силы адгезии между поверхностью коронки и стабилизатора и обломками вырубленной породы становятся выше, чем силы сцепления, удерживающие обломки вместе. Поэтому, для того чтобы уменьшить налипание вырубленной породы на коронку, можно уменьшить силы адгезии между деформируемыми обломками глинистого сланца и поверхностью буровой коронки и стабилизатора. Описанные здесь покрытия со сверхнизким трением на бурильных колоннах в сборе обеспечивают поверхности с низкой энергией для обеспечения поверхностей со слабым прилипанием для ослабления или уменьшения налипания вырубленной породы на коронку/стабилизатор.

Способы уменьшения трения в бурильных колоннах в сборе

Настоящее изобретение также относится к способам уменьшения трения и износа в процессах подземного вращательного бурения. В одном примерном воплощении представлен способ уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах подземного вращательного бурения, включающий обеспечение бурильной колонны в сборе с покрытием, включающей корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильную трубу, соединенную с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, и покрытие со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15, и использование бурильной колонны в сборе с покрытием в процессах подземного вращательного бурения. Процессы подземного вращательного бурения могут быть направленными, включая, но не ограничиваясь этим, горизонтальное бурение или бурение с увеличенным отклонением от оси скважины (БООС). При горизонтальном бурении или бурении с увеличенным отклонением от оси скважины (БООС) способ также может включать использование наклонных гидравлических двигателей для содействия переносу массы к буровой коронке. Перенос массы к буровой коронке облегчают в процессах проскальзывания (при 0 об/мин) при бурении наклонной скважины, когда используют такие наклонные гидравлические двигатели.

Как подробно обсуждали выше, покрытия со сверхнизким трением можно выбрать из аморфного сплава, нанесенного химическим осаждением никель-фосфорного композиционного материала, графита, MoS2, WS2, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний. Материал на основе алмаза может быть химически осажденным из паровой фазы (ХОПФ) алмазом или поликристаллическим синтетическим алмазом (ПСА). В одном преимущественном воплощении бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения покрыта покрытием со сверхнизким трением из алмазоподобного углерода (АПУ), и более конкретно АПУ покрытие можно выбрать из ТАУ, ТАГУ, АПГУ, ППГУ, ПГГУ, КАПУ, МАПУ, КСАПУ, ААПУ, БАПУ, ФАПУ и их сочетаний. В другой преимущественной форме воплощения покрытий АПУ используют наплавление твердого сплава на подложку.

В одной форме способа уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах подземного вращательного бурения один или более компонентов бурильной колонны в сборе можно покрыть алмазоподобным углеродом (АПУ). Покрытия из материалов АПУ можно нанести путем таких технологий нанесения покрытия, как физическое осаждение из паровой фазы (ФОПФ), наплавка электрической дугой, химическое осаждение из паровой фазы (ХОПФ) или плазменное химическое осаждение из паровой фазы (ПХОПФ). Способ покрытия физическим осаждением из паровой фазы можно выбрать из распыления, реактивного магнетронного распыления RF-DC (высокочастотной - постоянного тока) плазмы, осаждения с помощью ионного пучка, катодного электродугового осаждения и осаждения импульсным лазером. Один или более слоев покрытия АПУ можно преимущественно осадить путем способов ПХОПФ и/или реактивного магнетронного распыления RF-DC (высокочастотной - постоянного тока) плазмы.

Описанный здесь способ уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах подземного вращательного бурения обеспечивает существенное уменьшение вращающего момента путем существенного уменьшенения трения и сопротивления среды при направленном бурении или бурении с отклонением от оси скважины, облегчая бурение более глубоких и/или более длинных по зоне досягаемости скважин с существующими мощностями верхнего привода. Существенное уменьшение вращательного момента означает уменьшение на 10%, предпочтительно уменьшение на 20% и более предпочтительно на 30% по сравнению с тем, когда для вращательного бурения используют бурильную колонну в сборе без покрытия. Существенное уменьшение трения и сопротивления среды означает уменьшение на 10%, предпочтительно уменьшение на 20% и более предпочтительно на 50% по сравнению с тем, когда для вращательного бурения используют бурильную колонну в сборе без покрытия. Способ уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием может дополнительно включать нанесение покрытия со сверхнизким трением по меньшей мере на часть открытой поверхности корпуса в сборе в месте нахождения буровой установки в поле или в местном предприятии поставщика для нанесения новых или обновления изношенных покрытий для продления срока службы и облегчения длительного использования устройства в сборе.

В одной преимущественной форме описанного здесь способа уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах подземного вращательного бурения покрытие со сверхнизким трением включает алмазоподобный углерод (АПУ). Один примерный способ нанесения алмазоподобного углеродного (АПУ) покрытия со сверхнизким трением включает вакуумирование по меньшей мере части открытой внешней поверхности корпуса в сборе посредством механической герметизации и откачки до покрытия осаждением из паровой фазы. Либо бурильную трубу, либо гибкие НКТ можно использовать в сочетании с низом бурильной колонны в сборе для образования бурильной колонны в сборе. Когда используют гибкие НКТ с покрытием со сверхнизким трением в процессах подземного вращательного бурения с описанными здесь способами уменьшения трения, данный способ обеспечивает бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины для достижения намеченной общей глубины, не требуя добавок для уменьшения сопротивления среды в буровом растворе.

Когда используют бурильные колонны в сборе с покрытием со сверхнизким трением, описанный здесь способ уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах вращательного бурения обеспечивает существенное уменьшение трения и сопротивления среды, не подвергая опасности жесткость буровой коронки, соединенной с бурильной колонной в сборе с покрытием для передачи приложенного вращательного момента в процесс разрушения породы. Существенное уменьшение трения и сопротивления среды означает уменьшение на 10%, предпочтительно уменьшение на 20% и более предпочтительно уменьшение на 50% по сравнению с тем, когда для вращательного бурения используют бурильную колонну в сборе без покрытия. Помимо этого, в описанном здесь способе уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах вращательного бурения сопротивление коррозии покрытия со сверхнизким трением по меньшей мере равно сопротивлению коррозии в скважинных средах стали, используемой для корпуса в сборе бурильной колонны в сборе.

Способы испытаний

Коэффициент трения измеряли, используя испытательный прибор типа «шарик на диске» согласно способу испытания ASTM G99. Способ испытания требует два образца - образец в виде плоского диска и образец в виде сферического шарика. Образец в виде шарика, жестко удерживаемый в захвате, расположен перпендикулярно плоскому диску. Образец в виде плоского диска скользит по образцу в виде шарика посредством вращения плоского диска с диаметром 68 мм (2,7 дюйма) по круговой траектории. Нормальную нагрузку прикладывают вертикально вниз к шарику так, чтобы шарик давил на диск. Конкретную нормальную нагрузку можно приложить посредством наложенных гирь, гидравлических или пневматических нагружающих механизмов. В течение испытания силы трения измеряют, используя динамометрический датчик растяжения - сжатия или аналогичные измеряющие силу устройства, присоединенные к захвату, удерживающему шар. Коэффициент трения можно вычислить из измеренных сил трения путем деления их на нормальные нагрузки. Испытание осуществляли при комнатной температуре и 65°C (150°F) при различных режимах испытания скоростей скольжения. Использовали кварцевый шарик или шарик из мягкой стали диаметром 4-5 мм в качестве материала противотела.

Связанное со скоростью усиление или ослабление оценивали путем измерения коэффициента трения при различных скоростях скольжения, используя испытательный прибор типа «шарик на диске», согласно описанному выше способу испытания ASTM G99.

Твердость измеряли согласно способу испытаний твердости по Виккерсу ASTM C1327. Способ испытания твердости по Виккерсу состоит из вдавливания в испытываемый материал алмазного индентора в форме правильной пирамиды с квадратным основанием и углом между противоположными гранями, равным 136 градусов, подвергаемого нагрузке от 9,8 до 981 Н (от 1 до 100 кгс). Полную нагрузку прикладывают перпендикулярно поверхности в течение от 10 до 15 секунд. Два диагональных следа индентора, оставленных на поверхности материала после снятия нагрузки, измеряют, используя микроскоп, и вычисляют их среднюю величину. Вычисляют площадь наклонной поверхности углубления. Твердость по Виккерсу представляет собой соотношение, полученное делением нагрузки в кгс на площадь углубления в кв. мм. Преимуществами испытания твердости по Виккерсу являются то, что можно получить чрезвычайно точные показания, и только один тип индентора используют для всех типов металлов и обработок поверхности. Твердость тонкого слоя покрытия (например, меньше 100 мкм) оценивают путем нановдавливания, где нормальную нагрузку (Р) прикладывают к поверхности покрытия посредством индентора с хорошо известной пирамидальной геометрией (например, типа Берковича, которая имеет трехстороннюю пирамидальную геометрию). При нановдавливании используют малые нагрузки и размеры наконечника для того, чтобы устранить или уменьшить влияние подложки, так что площадь углубления может составлять только несколько квадратных микрометров или даже нанометров. В течение процесса нановдавливания регистрируют глубину проникания и затем определяют площадь углубления, используя известную геометрию наконечника индентора. Твердость можно получить путем деления нагрузки в кгс на площадь углубления в кв. мм.

Характеристику износа измеряли путем геометрии типа «шарик на диске» согласно способу испытания ASTM G99. Степень износа или потерю объема диска и шарика из-за износа определяют путем измерения размеров обоих образцов до и после испытания. Глубину или форму изменения следа износа диска определяли путем лазерной профилометрии поверхности и атомной микроскопии. Степень износа или потерю объема шарика из-за износа определяли путем измерения размеров образцов до и после испытания. Объем износа в шарике вычисляли, исходя из известной геометрии и размера шарика.

Контактный угол смачивания водой измеряли согласно способу испытания ASTM D5725, В данном способе, называемом «методом покоящейся капли», измеряют угол жидкостного контакта гониометром, используя оптическую подсистему для фиксирования профиля чистой жидкости на твердой подложке. Каплю жидкости (например, воды) помещали (или капали с определенного расстояния) на твердую поверхность. Когда жидкость оседала (становилась неподвижной), капля сохраняла свое поверхностное натяжение и принимала овальную форму на твердой поверхности. Угол, образованный поверхностью раздела жидкость/твердое тело и поверхностью раздела жидкость/пар, представляет собой контактный угол смачивания. Контактный угол смачивания, при котором овальная капля контактирует с поверхностью, определяет сродство между двумя веществами. То есть плоская капля является показателем высокого сродства, в этом случае жидкость называют смачивающей подложку. Более закругленная капля (по высоте) на поверхности является показателем более низкого сродства, так как угол соединения капли с твердой поверхностью является более острым. В этом случае жидкость называют не смачивающей подложку. В системах с неподвижной каплей применяют камеры и программное обеспечение высокого разрешения для фиксирования и анализа контактного угла смачивания.

Примеры

Иллюстративный пример 1

Покрытия АПУ наносили на подложки из стали 4142 путем технологии осаждения их паровой фазы. Покрытия АПУ имели толщину от 1,5 до 25 микрометров. Измеренная твердость составляла от 1300 до 7500 единиц твердости по Виккерсу. Лабораторные испытания на основе геометрии типа «шарик на диске» проводили для демонстрации характеристики трения и износа поверхности. Кварцевый шарик и шарик из мягкой стали использовали в качестве материалов противотела для моделирования условий в необсаженном стволе скважины и в обсаженном стволе скважины соответственно. В одном испытании при температуре окружающей среды сталь 4142 без покрытия, покрытие АПУ и промышленный настоящего уровня техники полученный сваркой верхний слой покрытия из наплавленного твердого сплава испытывали при условии «сухого» или атмосферного воздуха по отношению к кварцевому материалу противотела при нормальной нагрузке 300 г и скорости скольжения 0,6 м/с для моделирования условий в необсаженном стволе скважины. Для покрытий АПУ можно было достичь вплоть до 10-кратного улучшения характеристики трения (уменьшения коэффициента трения) по сравнению со сталью 4142 без покрытия и наплавленным твердым сплавом, как показано на Фиг.7.

В другом испытании при температуре окружающей среды сталь 4142 без покрытия, покрытие АПУ и промышленный настоящего уровня техники полученный сваркой верхний слой покрытия из наплавленного твердого сплава испытывали по отношению к материалу противотела из мягкой стали для моделирования условий в обсаженном стволе скважины. Для покрытий АПУ можно было достичь вплоть до 3-кратного улучшения характеристики трения (уменьшения коэффициента трения) по сравнению со сталью 4142 без покрытия и наплавленным твердым сплавом, как показано на Фиг.7. Покрытие АПУ полировало кварцевый шарик из-за твердости покрытия АПУ более высокой, чем твердость материалов противотела (то есть, кварца и мягкой стали). Однако, потеря объема из-за износа была минимальной как для кварцевого шарика, так и для шарика из мягкой стали. С другой стороны, плоские диски из стали и из наплавленного твердого сплава вызывали значительный износ шариков как из кварца, так и из мягкой стали, показывая, что они не являются очень «благоприятными для обсадных труб».

Износ и коэффициент трения с помощью способа «шарик на диске» также испытывали при температуре окружающей среды в буровом растворе на основе масла. Кварцевый шарик и шарики из мягкой стали использовали в качестве материалов противотела для моделирования необсаженной скважины и обсаженной скважины, соответственно. Покрытие АПУ показывало значительные преимущества по сравнению с промышленными наплавленными твердыми сплавами, как показано на Фиг.8. С покрытиями АПУ можно достичь улучшения характеристики трения (уменьшения коэффициента трения) до 30% по сравнению со сталью 4142 без покрытия и наплавленным твердым сплавом. Покрытие АПУ полировало кварцевый шарик из-за его более высокой твердости, чем твердость кварца. С другой стороны, в случае стального диска без покрытия, шарики как из мягкой стали, так и из кварца, так же, как и стальной диск, показывали значительный износ. В сравнительном испытании характеристика износа диска с наплавленным твердым сплавом была промежуточной между диском с покрытием АПУ и диском из стали без покрытия.

На Фиг.9 показана характеристика износа и трения при повышенных температурах. Испытания проводили в буровом растворе на основе масла, нагретом до 65°C (150°F), и снова использовали шарик из кварца и шарик из мягкой стали в качестве материалов противотела для моделирования условий в необсаженной скважине и обсаженной скважине, соответственно. Покрытия АПУ показывали улучшение характеристики трения (уменьшение коэффициента трения) до 50% по сравнению со сталью 4142 без покрытия и промышленным наплавленным твердым сплавом. Сталь без покрытия и наплавленный твердый сплав вызывали повреждение, вызванное износом материалов противотела шариков из кварца и мягкой стали, в то время, как значительно более низкое повреждение, вызванное износом, наблюдали для материалов противотела, трущихся по покрытию АПУ.

На Фиг.10 показана характеристика трения покрытия АПУ при повышенной температуре (65°C и 93°C (150°F и 200°F)) в буровом растворе на основе масла. В этих данных испытания покрытия АПУ показывали низкий коэффициент трения при повышенной до 93°C (200°F) температуре. Однако коэффициент трения стали без покрытия и наплавленного твердого сплава значительно возрастал с температурой.

Иллюстративный пример 2

В лабораторном испытании износа/трения измеряли зависимость от скорости коэффициента трения (связанное со скоростью ослабление или усиление) для покрытия АПУ и стали 4142 без покрытия путем мониторинга напряжения сдвига, требуемого для скольжения со скоростью скольжения от 0,3 до 1,8 м/с. Использовали кварцевый шарик в качестве материала противотела в испытании износа при сухом скольжении. Характеристика связанного со скоростью ослабления для покрытия АПУ по сравнению со сталью без покрытия показана на Фиг.11. Сталь 4142 без покрытия показывает уменьшение коэффициента трения с увеличением скорости скольжения (то есть «значительное связанное со скоростью ослабление»), в то время, как покрытия АПУ не показывают связанного со скоростью ослабления и в действительности, по-видимому, происходит небольшое связанное со скоростью усиление КГ (то есть, небольшое возрастание КГ с увеличением скорости скольжения), что может являться благоприятным для ослабления крутильной неустойчивости - предшественника прерывистых колебаний.

Иллюстративный пример 3

Для бурильных колонн в сборе, используемых в процессах бурения, получали многослойные покрытия АПУ для того, чтобы максимизировать толщину покрытий АПУ для увеличения их долговечности. В одной форме полная толщина многослойного покрытия АПУ изменялась от 6 до 25 мкм. На Фиг.12 показаны изображения СЭМ как однослойных, так и многослойных покрытий АПУ для бурильных колонн в сборе, полученных посредством ПХОПФ. Адгезионный слой (слои), применяемый совместно с покрытиями АПУ, представлял собой содержащий кремний буферный слой.

Иллюстративный пример 4

Поверхностную энергию покрытых АПУ подложек по сравнению с поверхностью стали 4142 без покрытия измеряли посредством контактного угла смачивания водой. Результаты показаны на Фиг.13, и демонстрируют, что покрытие АПУ обеспечивает существенно более низкую поверхностную энергию по сравнению с поверхностью стали без покрытия. Более низкая поверхностная энергия может обеспечивать поверхности с более низким прилипанием для ослабления или уменьшения налипания вырубленной породы на коронку/стабилизатор.

Заявители стремились раскрыть все воплощения и применения заявленного объекта изобретения, которые можно разумно предвосхитить. Однако могут существовать непредсказуемые несущественные изменения, которые рассматривают как эквивалентные. Хотя настоящее изобретение описано в сочетании с конкретными, приведенными в качестве примеров его воплощениями, многочисленные изменения, модификации и варианты очевидны для специалиста в данном уровне техники, в свете вышеизложенного описания, без отклонения от сущности или области защиты настоящего изобретения. Соответственно, настоящее описание включает в себе все такие изменения, модификации и варианты вышеприведенного подробного описания.

Все патенты, процедуры испытаний и другие документы, цитируемые здесь, включая приоритетные документы, полностью включены путем ссылки, в той степени, в которой они не противоречат настоящему изобретению, и с соблюдением всех юрисдикции, которые разрешают такое включение.

При указании численных значений нижних пределов и численных значений верхний пределов предусматривается включение всех значений, лежащих в любом интервале от нижнего предела до верхнего предела.

1. Бурильная колонна в сборе с покрытием для процессов подземного вращательного бурения, включающая:
корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильные трубы, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ), соединенные с низом бурильной колонны в сборе, и
покрытие со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15, где
покрытие со сверхнизким трением выбрано из аморфного сплава, WS2, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

2. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой покрытие со сверхнизким трением включает одиночный слой со сверхнизким трением, или два или более слоев со сверхнизким трением.

3. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой корпус в сборе дополнительно включает наплавку твердого сплава по меньшей мере на часть отрытой внешней поверхности для обеспечения усиленного сопротивления износу и долговечности бурильной колонны в сборе.

4. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой корпус в сборе дополнительно включает усиливающий слой, размещенный между внешней поверхностью корпуса в сборе и покрытием со сверхнизким трением или наплавкой твердого сплава по меньшей мере на части открытой внешней поверхности для обеспечения усиленной ударной вязкости и поглощения остаточного напряжения.

5. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой покрытие со сверхнизким трением дополнительно включает один или более буферных слоев.

6. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой один или более буферных слоев размещены между внешней поверхностью корпуса в сборе и одиночным слоем со сверхнизким трением, или двумя, или более слоями со сверхнизким трением.

7. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой один или более буферных слоев выбраны из элементарных кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония или гафния и их сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов и оксидов.

8. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой алмазоподобный углерод (АПУ) выбран из тетраэдрического аморфного углерода (ТАУ), тетраэдрического аморфного гидрированного углерода (ТАГУ), алмазоподобного гидрированного углерода (АПГУ), подобного полимеру гидрированного углерода (ППГУ), подобного графиту гидрированного углерода (ПГГУ), кремнийсодержащего алмазоподобного углерода (КАПУ), азотсодержащего алмазоподобного углерода (ААПУ), кислородсодержащего алмазоподобного углерода (КСАПУ), борсодержащего алмазоподобного углерода (БАПУ), металлсодержащего алмазоподобного углерода (МАПУ), фторсодержащего алмазоподобного углерода (ФАПУ) и их сочетаний.

9. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой бурильная труба включает один или более компонентов, выбранных из трубчатой штанги, бурильных замков, переходной трубки между бурильной трубой и низом бурильной колонны в сборе и их сочетаний.

10. Бурильная колонна в сборе с покрытием по п.1, в которой низ бурильной колонны в сборе включает один или более компонентов, выбранных из стабилизаторов, стабилизаторов переменного размера, обратных расширителей, воротников бура, гибких воротников бура, управляемых инструментов для вращательного бурения, расширителей с цилиндрическими шарошками, амортизирующих переводников, гидравлических забойных двигателей, инструментов для каротажа в процессе бурения (КПБ), инструментов измерения в процессе бурения (ИПБ), колонковых буровых инструментов, расширителей основания буровой скважины, буровых расширителей, центраторов, турбин, кривых переходников, наклонных гидравлических двигателей, бурильных ясов, гидравлических ускорителей, устанавливаемых над ясом, перепускных переводников, отбойных ясов, переводников уменьшения вращающего момента, переводников с обратным клапаном, ловильных снарядов, ловильных ясов, промывочных труб, применяемые при ловильных работах, каротажных приборов, переводников приборов для измерения искривления скважины, немагнитных аналогов этих компонентов, сопряженных внешних соединений этих компонентов и их сочетаний.

11. Способ уменьшения трения в бурильной колонне в сборе с покрытием при процессах подземного вращательного бурения, включающий:
обеспечение бурильной колонны в сборе с покрытием, включающей корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильную трубу, соединенную с низом бурильной колонны в сборе, или гибкие НКТ, соединенные с низом бурильной колонны в сборе, и покрытие со сверхнизким трением по меньшей мере на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15, и
использование бурильной колонны в сборе с покрытием в процессах подземного вращательного бурения, где
покрытие со сверхнизким трением выбирают из аморфного сплава, WS2, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

12. Способ про п.11, в котором корпус в сборе дополнительно включает наплавку твердого сплава по меньшей мере на часть отрытой внешней поверхности для обеспечения усиленного сопротивления износу и долговечности бурильной колонны в сборе.

13. Способ по п.11, в котором корпус в сборе дополнительно включает усиливающий слой, размещенный между внешней поверхностью корпуса в сборе и покрытием со сверхнизким трением или наплавкой твердого сплава по меньшей мере на части открытой внешней поверхности для обеспечения усиленной ударной вязкости и поглощения остаточного напряжения.

14. Способ по п.11, в котором покрытие со сверхнизким трением дополнительно включает один или более буферных слоев.

15. Способ по п.11, в котором алмазоподобный углерод (АПУ) наносят путем таких технологий нанесения покрытия, как физическое осаждение из паровой фазы, химическое осаждение из паровой фазы или химическое осаждение из паровой фазы в плазменной среде.

16. Способ по п.11, в котором способ нанесения покрытия физическим осаждением из паровой фазы выбирают из реактивного магнетронного распыления RF-DC (высокочастотной - постоянного тока) плазмы, осаждения с помощью ионного пучка, катодного электродугового осаждения и осаждения импульсным лазером.

17. Способ по п.11, в котором бурильная труба включает один или более компонентов, выбранных из трубчатой штанги, бурильных замков, переходной трубки между бурильной трубой и низом бурильной колонны в сборе и их сочетаний.

18. Способ по п.11, в котором низ бурильной колонны в сборе включает один или более компонентов, выбранных из стабилизаторов, стабилизаторов переменного размера, обратных расширителей, воротников бура, гибких воротников бура, управляемых инструментов для вращательного бурения, расширителей с цилиндрическими шарошками, амортизирующих переводников, гидравлических забойных двигателей, инструментов для каротажа в процессе бурения (КПБ), инструментов измерения в процессе бурения (ИПБ), колонковых буровых инструментов, расширителей основания буровой скважины, буровых расширителей, центраторов, турбин, кривых переходников, наклонных гидравлических двигателей, бурильных ясов, гидравлических ускорителей, устанавливаемых над ясом, перепускных переводников, отбойных ясов, переводников уменьшения вращающего момента, переводников с обратным клапаном, ловильных снарядов, ловильных ясов, промывочных труб, применяемые при ловильных работах, каротажных приборов, переводников приборов для измерения искривления скважины, немагнитных аналогов любого из этих компонентов, сопряженных внешних соединений этих компонентов и их сочетаний.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к буровым долотам, буровым установкам и способам их использования. Обеспечивает достижение стабильности и уменьшение вибраций бурового долота.

Группа изобретений относится к буровым долотам и компоновкам низа бурильной колонны. Обеспечивает предотвращение вибраций и других отклонений бурового долота и/или компоновки низа бурильной колонны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для проводки наклонного и горизонтального участков скважины. Устройство содержит корпус с наклонными пазами и размещенным в нем штоком.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а точнее к устройствам защиты скважинного оборудования от механических повреждений. Может быть использовано для защиты электродвигателя центробежного насоса от механических повреждений при спускоподъемных операциях, а также для снижения уровня вибраций и колебаний, возникающих при запуске электродвигателя центробежного насоса и охлаждения его при работе.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа. Протектолайзер колонны насосно-компрессорных труб включает в себя первый кольцевой сектор и второй кольцевой сектор.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при геофизических исследованиях двух продуктивных пластов в одной добывающей скважине. Установка содержит параллельные длинную и короткую колонны НКТ, децентраторы установленные на длинной колонне НКТ, параллельный якорь, глубинные приборы, размещенные выше и ниже пакера, геофизический кабель, закрепленный в децентраторах посредством замковых устройств, и устройство герметичного перехода кабеля.

Предложен протектор для защиты силового кабеля в скважине, содержащий корпус, выполненный как одно целое с кабельным каналом и с центральным каналом с размером под наружный диаметр насосно-компрессорной трубы для фиксации корпуса протектора на муфтовом соединении.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в процессе строительства скважин. .

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов.

Изобретение относится к опорно-центрирующим устройствам, применяемым в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) при наклонно-направленном бурении скважин. Обеспечивает повышение эффективности бурения скважин. Калибратор-вибратор для бурения скважин включает полый корпус с приваренными на нем продольными лопастями, внутри которого на оси расположен лопастной золотник, установленный с возможностью периодического перекрытия проходного сечения, который усиливает высокочастотные продольные колебания долота, способствующие эффективному разрушению горной породы, уменьшает крутильные и поперечные колебания КНБК, позволяет центрировать и калибровать скважину. 2 ил.

Группа изобретений относится к бурению скважин и может быть использована для их расширения, а также в процессе выполнения ремонтных работ в скважинах. Размещают в скважине компоновку инструмента, переводят ее из транспортного положения в рабочее. Расширяют участок ствола скважины методом «снизу-вверх» с центрированием компоновки инструмента относительно обсадной колонны. В процессе расширения участка ствола скважины дополнительно осуществляют центрирование компоновки инструмента относительно поверхности ствола скважины, образованной в результате его расширения. Центрирование компоновки инструмента относительно обсадной колонны осуществляют, по крайней мере, в двух точках, расположенных выше гидравлического раздвижного расширителя компоновки инструмента. Расширение осуществляют до диаметра, равного или превышающего первоначальный диаметр скважины, после чего приступают к расширению участка ствола скважины до необходимого диаметра. Центрирование компоновки инструмента относительно поверхности ствола скважины, образованной в результате его расширения, осуществляют, по крайней мере, в одной точке, расположенной ниже гидравлического раздвижного расширителя компоновки, а также относительно обсадной колонны дополнительно, по крайней мере, в одной точке, расположенной ниже гидравлического раздвижного стабилизатора компоновки. Используют компоновку инструмента, включающую раздвижной гидравлический расширитель, раздвижной гидравлический стабилизатор, установленный непосредственно под раздвижным расширителем. В компоновке инструмента, по крайней мере, два центратора выполнены раздвижными гидравлическими и установлены непосредственно над ее раздвижным расширителем. В нижней части ее раздвижного гидравлического стабилизатора размещен дросселирующий узел. Техническим результатом является повышение качества получаемой в процессе расширения ствола скважины вновь вскрытой ее поверхности, производительности и эффективности работ по расширению ствола скважины методом «снизу-вверх». 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 23 ил.

Изобретение относится к хомутам для вертикального трубопровода. Хомут для вертикального трубопровода состоит из нескольких частей и предназначен для удерживания нескольких труб для текучей среды параллельно и на некотором расстоянии от стального трубопровода, имеющего защитное покрытие. Трубопровод соединяет устье скважины на морском дне с надводным судном. Хомут крепится к вертикальному трубопроводу за счет силы трения и без возможности поворота трубопровода и содержит несколько седел для удерживания труб для текучей среды. Хомут имеет внутреннюю опорную поверхность из армированного волокном композитного материала, которая по существу комплементарна имеющей защитное покрытие наружной поверхности трубопровода и прилегает к ней. Хомут затягивается с помощью затягивающих средств, действующих в окружном направлении. Изобретение повышает надежность соединения хомута с вертикальным трубопроводом. 12 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в эксплуатационных скважинах для центрирования колонны насосных штанг при вращении в НКТ, снятия нагрузок на колонну насосных штанг и применимо к установке штангового винтового насоса с наземным приводом. Техническим результатом изобретения является центрирование колонны насосных штанг соосно с внутренней стенкой труб НКТ, увеличение надежности оборудования, исключение возможности проворачивания центратора в НКТ, снижение себестоимости добычи скважинной продукции. Поставленный технический результат достигается описываемой насосной штангой с центрирующим элементом. Новым является то, что на насосной штанге установлены нижняя и верхняя упорные разъемные втулки, состоящие из разъемных полувтулок, стянутых между собой крепежными деталями. Между упорными разъемными втулками на насосной штанге размещен центрирующий элемент. Центрирующий элемент содержит разъемные полувкладыши, разъемные полуобоймы, хомуты и центрирующие ребра. Разъемные полувкладыши имеют кольцевые выступы по наружному диаметру, выполненные перпендикулярно оси центрирующего элемента за одно целое с разъемными полувкладышами. Разъемные полуобоймы имеют канавки по внутреннему диаметру, а на внутренних ребордах разъемных полуобойм выполнены вырезы, количество которых соответствует количеству центрирующих ребер. Хомуты стянуты через монтажные отверстия крепежными деталями и установлены в проточках разъемных полуобойм. Центрирующие ребра выполнены в форме упругих дугообразных планок заданного профиля и сечения, количество которых должно быть не менее трех, причем центрирующие ребра на концевых участках имеют сгибы, входящие в пазы разъемных полуобойм. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля от механических повреждений в скважине при проведении спуско-подъемных работ подвески насосно-компрессорных труб с установленными электроцентробежными насосами в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Техническим результатом является повышение надежности крепления протектора на НКТ и уменьшение времени сборки, разборки и установки на насосно-компрессорную трубу. Протектор для защиты силового кабеля в скважине содержит корпус и откидные дугообразные зажимные скобы. Корпус выполнен как одно целое с кабельным каналом и имеет центральный канал с размером под наружный диаметр насосно-компрессорной трубы для фиксации корпуса протектора на муфтовом соединении. С двух сторон корпус оснащен пазами с замкнутыми контурами, причем с одной стороны в пазах посредством сварки закреплены петли, которые посредством оси сопрягаются с откидными дугообразными зажимными скобами, а противоположные замковые пазы выполнены с отогнутыми лепестками корпуса со стороны оси протектора и направлены в сторону кабельного канала. Один конец откидных дугообразных зажимных скоб выполнен с петлеобразным концом с возможностью вращения на оси, которая проходит через петлеобразную скобу. Кроме того, каждая откидная дугообразная зажимная скоба оснащена двумя плоскими пружинами, один конец которых жестко закреплен на наружной поверхности откидной дугообразной зажимной скобы посредством планок и контактной сварки. Корпус устройства и откидные дугообразные зажимные скобы оснащены технологическими отверстиями для сборки и разборки устройства. Откидные дугообразные зажимные скобы в поперечном сечении выполнены П-образной формы, образуя открытые ниши, в которых размещаются при сборке устройства плоские пружины, выполненные из пружинной стали. Зажимные скобы изготовлены из стали 08КП и открываются только при помощи монтажного ключа даже при сломе двух плоских пружин. 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к опорно-центрирующим элементам бурильной колонны. Техническим результатом является увеличение эффективности работы предлагаемого центратора за счет расширения спектра амплитудно-частотных характеристик демпфируемых колебаний. Центратор бурового инструмента включает корпус с осевым каналом и радиальными отверстиями, концентрически установленную на нем с возможностью вращения центрирующую втулку, снабженную продольными ребрами на наружной поверхности и демпфирующей обоймой на внутренней поверхности и осевыми опорами в виде пяты и подпятника. При этом демпфирующая обойма снабжена радиальными шлюзами, размещенными на уровне радиальных отверстий корпуса, и круговым массивом продольных сквозных каналов. Причем внутренние полости указанных сквозных каналов через шлюзы и радиальные отверстия корпуса гидравлически связаны с осевым каналом корпуса и выполнены в форме кольцевых сегментов, разнонаправленно-расширяющихся к торцам центрирующей втулки. Подпятники установлены в осевых каналах демпфирующей обоймы с запасом осевого хода и выполнены в виде упругих полых вставок, боковые поверхности которых выполнены с углами, большими угла заклинивания, герметизирующими продольные сквозные каналы на концевых участках. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам защиты силового кабеля насоса от механических повреждений. Техническим результатом является повышение универсальности и надежности крепления протектолайзера на шейке насоса. Протектолайзер содержит двухдетальный корпус и разъемное замковое соединение с крепежными элементами. Двухдетальный корпус состоит из шарнирно сочлененных между собой корпуса с кабельным каналом и скобы, выполненных с возможностью посадки как на цилиндрическую, так и на шестигранную часть шейки насоса. Кроме того, корпус и скоба протектолайзера оснащены сменными износостойкими опорами, которые фиксируются в скобе стопорными кольцами и позволяют изменять посадочный размер протектолайзера под шейку насоса. Корпус протектолайзера в кабельном канале оснащен компенсирующей опорой для регулирования размера окна. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания пружинным стопором. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к применению покрытий в оборудовании, используемом при эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Предложены покрытия из композиционного материала на основе фуллерена или из алмазоподобного углерода или их сочетаний, обладающие твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющие коэффициент трения меньше или равный 0,15, используемые в качестве защитного покрытия оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более цилиндрических тел, или оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, за исключением бурового долота. Применение предложенных покрытий обеспечивает уменьшение трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений на устройствах, эксплуатируемых в нефтяной и газовой скважине при строительстве и заканчивании скважины, а также при добыче нефти и газа. 4 н. и 32 з.п. ф-лы, 26 ил.

Изобретение относится к опорно-центрирующим устройствам, используемым в компоновке низа бурильной колонны при наклоннонаправленном бурении нефтяных и газовых скважин. Обеспечивает уменьшение сальникообразования, повышение скорости промывочной жидкости в затрубном пространстве и механической скорости бурения. Калибратор ствола скважины включает верхнюю и нижнюю присоединительные резьбы, внутренний канал для подвода промывочной жидкости к забою, лопасти с армированными рабочими поверхностями, разделенные между собой промывочными пазами, из внутреннего канала в этих пазах выполнены каналы для дополнительного нагнетания поднимающейся со стороны забоя промывочной жидкости под острым углом к оси с соплом-насадкой на конце или без таковой. Каналы для дополнительного нагнетания промывочной жидкости выполнены в два или более ярусов один над другим в одном или более промывочных пазах. Из внутреннего канала калибратора может быть выведен один или более каналов дополнительного нагнетания в затрубное пространство поднимающейся с забоя промывочной жидкости в направлении верхнего торца в плоскости симметрии лопасти под острым углом в пределах 26°-30° к образующей цилиндрической части калибратора. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к фиксирующим устройствам перфоратора. Техническим результатом является повышение эффективности работы перфоратора за счет придания истекающим из него струям постоянного направления. Центратор для гидропескоструйного перфоратора содержит полый корпус, расположенный в нем толкатель, взаимодействующий с расположенным под ним подпружиненным снизу поршнем, установленным в стакане, и рычаги-фиксаторы, размещенные на поршне и установленные с возможностью поворота. В верхней части стакана выполнена проточка, на которой установлено с возможностью продольного перемещения опорное кольцо, взаимодействующее верхней частью с рычагами-фиксаторами, а нижней частью опирающееся на упругое кольцо. В верхней части поршня выполнены прорези для установки в них рычагов-фиксаторов. Каждая прорезь представляет собой две внутренние параллельные поверхности с соосными отверстиями. В каждом отверстии выполнен вырез. На одном из концов рычага-фиксатора выполнены симметрично расположенные жесткие цилиндрические элементы с выполненными на каждом из них диаметрально противоположными лысками. Длина хорды выреза отверстий поршня соответствует расстоянию между лысками, диаметр отверстий поршня соответствует диаметру цилиндрического элемента рычага-фиксатора, а противоположный конец рычага-фиксатора имеет возможность взаимодействия с обсадной трубой. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровому инструменту. Техническим результатом является повышение износостойкости бурильной колонны в процессе бурения. Предложенная бурильная колонна содержит корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильные трубы или гибкие насосно-компрессорные трубы, соединенные с низом бурильной колонны. При этом колонна труб содержит покрытие со сверхнизким трением, по меньшей мере, на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15. Причем указанное покрытие со сверхнизким трением выбрано из аморфного сплава WS2, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода, нитрида бора и их сочетаний. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил., 4пр.

Наверх