Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах

Изобретение относится к муфтовым соединениям для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Техническим результатом является повышение износостойкости муфтового соединения, а также снижение образования коррозии, эрозии и других отложений в скважинных условиях. Предложено муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт. При этом указанное покрытие включает один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения. Причем один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения выбраны из: аморфного сплава, нанесенного способом химического восстановления никель-фосфорного композита, графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы, включающих углеродные нанокольца, продолговатые частицы, и их комбинаций. Кроме того, муфтовое устройство содержит один или более промежуточные слои, помещенные между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения. Предложен также способ применения указанного муфтового устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах. 4 н. и 31 з.п. ф-лы, 68 ил., 1 табл.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области техники эксплуатации газонефтяных скважин. В частности, изобретение относится к применению муфтового устройства с покрытием для снижения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений при эксплуатации газонефтяных скважин. Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах могут быть включены в оборудование буровой установки, в системы морских водоотделяющих колонн, в трубное оборудование (обсадку, трубы и бурильные колонны), устьевое оборудование, елки и клапаны, колонны и оборудование заканчивания, оборудование заканчивания в местах контакта скважины с формацией, оборудование для механизированной эксплуатации скважин и оборудование для внутрискважинных работ.

Уровень техники

Эксплуатация газонефтяных скважин осложняется наличием механических проблем, решение, устранение и минимизация которых могут оказаться дорогостоящими или даже невозможными. Работы по эксплуатации нефтяных месторождений неизбежно сопровождаются трением, в результате чего контактирующие движущиеся устройства подвергаются износу и утрачивают свои первоначальные размеры; кроме того, устройства могут разрушаться в результате эрозии, коррозии и образования отложений. Эти препятствия могут быть частично устранены селективным использованием описанных ниже муфтовых устройств с покрытием, предназначенных для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

Оборудование буровой установки

После установления того, что конкретный участок местности является областью, перспективной для разработки углеводородов, начинают его промышленную эксплуатацию, включающую подготовку и работу буровой установки. При проведении роторного бурения, к концу оборудования низа бурильной колонны присоединяют буровой наконечник, и оборудование присоединяют к бурильной колонне, включающей буровую трубу и бурильные замки. Бурильная колонна может быть приведена во вращение с помощью расположенного на поверхности стола бурового ротора или установки верхнего привода, и масса бурильной колонны и оборудование низа бурильной колонны вдавливает наконечник в землю, в результате чего образуется скважина. По мере продолжения разработки, к бурильной колонне для увеличения ее общей длины добавляют новые секции буровой трубы. Периодически, во время проведения буровых работ необсаженную скважину крепят обсадными трубами с целью стабилизации стенок, после чего возобновляют буровые работы. В результате бурильная колонна обычно подвергается эксплуатации как в необсаженной скважине, так и внутри обсадки, установленной в стволе скважины ("обсаженная скважина"). В альтернативном варианте в буровом снаряде вместо бурильной колонны может быть установлен колтюбинг (гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра). В настоящем описании комбинация бурильной колонны и оборудования низа бурильной колонны или колтюбинга и оборудования низа бурильной колонны называется оборудованием бурильной колонны. Вращение бурильной колонны обеспечивает передачу энергии к наконечнику через бурильную колонну и оборудование низа бурильной колонны. При бурении с использованием колтюбинга, энергия передается наконечнику посредством бурового раствора. Количество энергии, которое может быть передано при вращении, ограничено максимально допустимым значением крутящего момента бурильной колонны или колтюбинга.

В альтернативном и необычном способе бурения, для бурения геологической формации применяют саму обсадку. К. нижней части обсадной колонны присоединяют породоразрушающие элементы, и обсадная колонна может вращаться, перемещая породоразрушающие элементы. В последующем описании упоминание оборудования бурильной колонны будет включать "бурение обсадными трубами", которое применяют для бурения геологических формаций в способе "монтажа обсадки во время бурения".

Во время бурения ствола скважины через подземные формации, развиваются значительные силы трения при контакте оборудования бурильной колонны как со стальной обсадкой, так и с породными формациями. В первую очередь трение при контакте возникает в результате вращательного и осевого движения оборудования бурильной колонны в стволе скважины. Трение между движущимися поверхностями оборудования бурильной колонны и стационарными поверхностями обсадки и формации создает значительное натяжение бурильной штанги и приводит к созданию избыточного крутящего момента и усилия натяжения при проведении буровых работ. Проблемы, вызываемые трением, неизбежны при проведении любых буровых работ, но особые трудности они создают при бурении наклонно направленных скважин или бурении скважин с расширенным радиусом охвата (сокращенно БРРО, бурение с большим отходом забоя от вертикали). Наклонно направленное бурение или БРРО представляет собой намеренное отклонение ствола скважин от вертикали. В некоторых случаях наклон (угол отклонения от вертикали) может достигать девяноста градусов. Обычно такие скважины называют горизонтальными скважинами, и они могут достигать значительной глубины и уходить на значительное расстояние от буровой платформы.

При выполнении всех буровых работ, оборудование бурильной колонны имеет тенденцию опираться на боковую сторону ствола скважины или обсадки скважины, но в случае наклонно направленного бурения скважин эта тенденция сильно возрастает из-за действия силы тяжести. Кроме того, бурильная штанга может опираться на стенку ствол скважины или обсадку, на тех участках, где имеется высокая локальная кривизна стенки ствола скважины или обсадки. По мере увеличения длины бурильной колонны или степени ее отклонения от вертикали, также повышается интенсивность трения, создаваемого при вращении оборудования бурильной колонны. Области повышенной локальной кривизны могут усиливать трение, вызываемое вращением оборудования бурильной колонны. Вращение оборудования бурильной колонны в условиях повышенного трения требует приложения дополнительной мощности. В некоторых случаях, сила трения между оборудованием бурильной колонны и стенкой обсадной колонны или ствола скважины превышает максимально допустимый для оборудования бурильной колонны крутящий момент и/или максимально допустимое значение крутящего момента буровой установки, и буровые работы приходится прекращать. Таким образом, глубина, на которую могут быть пробурены скважины с помощью имеющегося в настоящее время оборудования и способов наклонно направленного бурения, ограничена величиной трения.

Обычной геометрической конфигурацией для некоторых из таких операций является одна колонна труб, находящаяся в контактном сцеплении с другой внешней трубой или, в более общем случае, внутренний цилиндр, движущийся внутри внешнего цилиндра. Одним из известных в уровне техники способов, применяемых для снижения трения, вызываемого скользящим контактом между колоннами труб, является улучшение смазывающей способности жидкости, находящейся в кольцевом пространстве. В промышленных разработках предпринимались попытки снизить трение, применяя в основном буровые растворы на водной и/или на нефтяной (масляной) основе, содержащие дорогостоящие и часто экологически неприемлемые добавки различных типов. Для большинства таких добавок действие, повышающее смазывающую способность, понижается по мере возрастания температуры ствола скважины. В качестве смазочных материалов также часто применяют дизельное и другие минеральные масла, но при их использовании утилизация бурового раствора вызывает трудности, и, кроме того, подобные текучие среды теряют смазывающую способность при повышенных температурах. Известно, что определенные минералы, например, бентонит, способствуют снижению трения между оборудованием бурильной колонны и необсаженной скважиной. Для снижения трения скольжения использовали такие материалы, как тефлон; тем не менее, такие материалы имеют пониженную долговечность и прочность. Другие добавки включают растительные масла, асфальт, графит, моющие средства, стеклянные шарики и скорлупу грецких орехов, но каждая из таких добавок имеет свои ограничения.

Другой способ предшествующего уровня техники для снижения трения между трубами включает использование в составе бурильной колонны содержащего алюминий материала, поскольку алюминий легче стали. Тем не менее, алюминий - дорогостоящий материал, его использование при буровых работах затруднительно, он менее стоек к истиранию, чем сталь, и несовместим со многими типами текучих сред (например, с текучими средами с высоким pH). Для эксплуатации обсадки и нижних обсадочных труб (liners) в скважинах с большим отходом от вертикали, в промышленности были созданы средства для "удержания на плаву" внутренних обсадных труб внутри внешней колонны, но при такой работе ограничивается циркуляция, что нежелательно во время процесса бурения скважины.

Другой способ снижения трения между колоннами труб включает нанесение твердосплавного покрытия на внутреннюю колонну (также называемого наваркой твердым сплавом или нанесением покрытия из твердого сплава). В патенте U.S. 4665996, содержание которого полностью включено в настоящее описание посредством ссылки, описано применение твердосплавного покрытия, нанесенного на основные несущие поверхности буровой трубы, включающего сплав следующего состава: 50-65% кобальта, 25-35% молибдена, 1-18% хрома, 2-10% кремния и менее 0,1% углерода, для снижения трения между колонной и обсадкой или породой. Это позволяет снизить крутящий момент, необходимый для осуществления роторного бурения, в особенности наклонно направленного бурения. Описанный сплав также обеспечивает высокое сопротивление износу бурильной колонны при одновременном снижении износа поверхности обсадки скважины. Другой вид наварки твердым сплавом представляет собой металлокерамические сплавы WC-кобальта, наносимые на оборудование бурильной колонны. Другие материалы для наварки твердым сплавом включают TiC, Cr-карбид и другие системы смешанных карбидов и нитридов. Сплавы, содержащие карбид вольфрама, например, Stellite 6 и Stellite 12 (товарный знак Cabot Corporation), имеют высокое сопротивление износу при нанесении в виде твердосплавного покрытия, но могут вызывать чрезмерное истирание противолежащего устройства. Твердые сплавы могут быть нанесены на детали оборудования бурильной колонны способами наплавления слоя или термического напыления. При буровых работах, во время вращения бурильной колонны, оборудование бурильной колонны, которая имеет тенденцию опираться на обсадку скважины, постоянно снашивает обсадку скважины.

В патентной публикации U.S. №2002/0098298 описано нанесение фигурного твердосплавного покрытия на поверхность бурильного замка, применяемое с целью снижения гидравлического сопротивления. "Нанесение материала, снижающего износ, на отдельные определенные разнесенные в пространстве участки позволяет увеличить поток текучей среды в кольцевом пространстве в стволе скважины за бурильным замком, т.е. увеличивать поток между участками месторождения." В цитируемой публикации также описаны материалы с низким коэффициентом трения, где материал с низким коэффициентом трения представляет собой ингредиент материала для наварки твердым сплавом, например, хром. "Ведение минимальной примеси в основной материал позволяет очень точно заранее задать химические свойства матрицы, что позволяет производить материал и изготавливать бурильные замки, отвечающие конкретным требованиям в конкретных условиях бурения, например, при высоком истирании, эрозии и коррозии, имеющих место, например, при бурении без обсадки. Это также позволяет модифицировать покрытие с целью получения коэффициента трения, требуемого для трения металла по металлу, например, создаваемого при вращении бурильной колонны внутри обсадки. В некоторых аспектах материал покрытия модифицируют, заменяя истирающий материал, например, железо и никель, неистирающими элементами, неограничивающие примеры которых включают молибден, кобальт, хром и их комбинации".

В патенте U.S. 5010225 для предотвращения износа обсадки описано применение канавок при наварке твердым сплавом. Выступающие участки не содержат частиц карбида вольфрама, то есть частицы карбида вольфрама не контактируют с обсадкой. Площадь канавок составляет приблизительно 80% от общей площади поверхности.

Кроме нанесения на бурильные замки твердых сплавов, в этой отрасли промышленности применяют специальные муфтовые устройства. Износоустойчивое устройство на основе полимера и стали описано в патенте U.S. 4171560 (Garrett, "Способ монтажа износоустойчивой муфты на сборный узел буровой трубы"). Компанией Western Well Tool были впоследствии разработаны и в настоящее время предлагаются невращающиеся защитные устройства (Non-Rotating Protectors), регулирующие контакт между трубой и обсадкой в наклонных скважинах, которые были запатентованы в U.S. 5803193, U.S.6250405 и U.S.6378633.

Strand et al. было запатентовано металлическое "износоустойчивое муфтовое" устройство (Патент U.S. 7028788), которое представляет собой средство для придания твердосплавного материала съемной муфте. Это устройство представляет собой кольцо с толщиной стенки, обычно составляющей менее половины дюйма (приблизительно 12,7 мм), которое навинчивают на штифтовое соединение бурильного замка буровой трубы, на ту часть штифта, которая имеет уменьшенный диаметр, до конической части соединения. На части внутренней поверхности кольца имеется внутренняя левая резьба, противоположная по направлению резьбе бурильного замка. При такой резьбе кольцо не присоединяется к корпусу штифтового соединения, а, напротив, при повороте бурильной колонны вправо, скользит вниз к торцу замкового соединения. Компания Arnco поставляет такие устройства под торговым наименованием "WearSleeve." Несмотря на коммерческую доступность в течение нескольких лет и по меньшей мере одно испытание в полевых условиях, эта система не нашла широкого применения.

Компанией Arnco была разработана фиксированная система с твердосплавным покрытием, обычно располагаемая в середине соединения буровой трубы, описанная в патентной публикации U.S. No. 2007/0209839, "Система и способ снижения износа в секциях буровых труб".

Отдельно в полевых условиях применяли конфигурацию бурильного замка, в которой штифтовое соединение удерживается в клиньях, отличающееся от стандартной конфигурации, применяемой в нефтяной промышленности, в которой клиньями удерживается замковое соединение. Было показано, что такая конфигурация имеет определенные преимущества, рассмотренные, например, в публикациях SPE 18667 (1989) Dudman, R. A. et. al, "Pin-up Drillstring Technology: Design, Application, and Case Histories," и SPE 52848 (1999) Dudman, R.A. et. al, "Low-Stress Level PinUp Drillstring Optimizes Drilling of 20,000 ft Slim-Hole in Southern Oklahoma." Dudman описаны более крупные диаметры труб и размеры соединений для некоторых размеров скважин, чем применяемые в стандартной практике, где штифтовая часть соединения направлена вниз, поскольку диаметр штифтового соединения может быть меньше диаметра соединительной коробки и при этом удовлетворять требованиям для ловильных работ.

На буровых установках имеется и другое различное оборудование, включающее контакт металла с металлом, которое подвергается трению, износу, эрозии, коррозии и/или аккумулированию отложений. Неограничивающие примеры таких устройств включают следующие: клапана, поршни, цилиндры и подшипники в перекачивающем оборудовании; маховики, роторные брусы, опоры скольжения (skid pads), упорные стойки (skid jacks) и платформы для перемещения буровой установки и буровых материалов и оборудования; оборудование верхнего привода и подъемное оборудование; смесители, лопасти мешалок, компрессоры, скребки и турбины; и подшипники вращающегося оборудования и подшипники шарошечного конического долота.

Некоторые операции, отличнее от бурения скважин, часто выполняют во время бурения; такие операции включают каротажные работы в необсаженной скважине (или в обсаженной секции скважины) для оценки свойств формации, отбор керна для извлечения частей формации с целью научного исследования, извлечение глубинных пластовых флюидов с целью их анализа, расположение инструментов вблизи ствола скважины для записи акустических сигналов и другие операции и способы, известные специалистам в данной области техники. Большинство таких операций включают осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ.

Системы водоотделяющих колонн для морских платформ

В условиях добычи из морского шельфа возникает дополнительное осложнение, состоящее в том, что оборудование устья скважины может быть "сухим" (находящимся выше уровня моря на платформе) или "мокрым" (находящимся на морском дне). В любом случае между поверхностью и морским дном располагают проводящие трубы, называемые "водоотделяющими колоннами", так что оборудование бурильной колонны работает внутри водоотделяющей колонны, а буровая жидкость возвращается в кольцевое (межтрубное) пространство. Водоотделяющие колонны особенно подвержены воздействиям, которые обусловлены вращением внутренней трубы внутри внешней стационарной трубы, поскольку водоотделяющие колонны не фиксированы и могут перемещаться в результате контакта не только с бурильной колонной, но и с морским окружением. Воздействие натяжения и вихревых потоков на водоотделяющую колонну приводит к созданию нагрузок и вибраций, которые частично обусловлены сопротивлением трению океанических течений, воздействующих на внешнюю поверхность морской водоотделяющей колонны.

Работа внутри системы морской водоотделяющей колонны часто включает осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ.

Трубное оборудование

Трубы нефтяного сортамента, ТНС (Oil-country Tubular Goods, OCTG) включают оборудование бурильной колонны, обсадку, трубы (тюбинг), рабочие (промывочные) колонны, колтюбинг и водоотделяющие колонны. В большинстве ТНС (но не в колтюбинге) применяют резьбовые соединения, которые могут разрушаться в результате воздействия, противоположного направлению резьбы и/или герметизации, приводящего к истиранию соединяющих деталей, так что поврежденное соединение может затруднять использование или повторное использование всего соединения труб. Для улучшения сохранения резьбы, резьба может быть обработана дробеструйной обработкой, холодной прокаткой и/или химическим способом (например, фосфатным, нанесением медного покрытия и т.д.), и долговечность соединения труб может быть повышена за счет применения подходящего состава для смазки резьбовых соединений. Тем не менее, в настоящее время все еще существуют проблемы, вызываемые истиранием и срывом резьбовых соединений, в особенности в случае дорогостоящих ТНС сплавов, предназначенных для работы в экстремальных условиях.

Эксплуатация ТНС часто включает осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ. Такое перемещение может требоваться для монтажа устройства, после которого устройство может находиться в по существу стационарном состоянии, или для проведения многократных перемещений в процессе выполнения определенной операции.

Оборудование устья скважины, "елки" (фонтанное устьевое оборудование) и клапаны

На уровне верхней части обсадки происходит удержание текучих сред с помощью устьевого оборудования, которое обычно включает множество клапанов и противовыбросовых превенторов (blowout preventer, ВОР) различных типов. Внутрискважинные клапаны-отсекатели являются необходимыми единицами оборудования, которые должны исправно функционировать в случае аварии или чрезвычайных условий. Внутрискважинные клапаны-отсекатели устанавливают в глубине скважины, обычно в насосно-компрессорных колоннах, и в закрытом положении они перекрывают течение из нижних пластов. Штуцеры и промысловые трубопроводы, соединенные с устьем скважины (в частности, соединительные и угловые штуцеры), подвергаются трению, износу, коррозии, эрозии и образованию отложений. Штуцеры могут засоряться в результате обратного притока песка, что искажает, например, результаты измерений расхода.

Многие из этих устройств герметичны и имеют очень небольшие механические допуски, а также содержат уплотнения типа металл-металл и эластомерные уплотнения. Многие устройства (муфты, камеры, ниппели, иглы, задвижки, шарикоподшипники, заглушки, переходники, соединения, пакеры, сальники, штоки клапанов, центрифуги и т.д.) подвергаются трению и механическому разрушению из-за коррозии и эрозии и могут закупориваться в результате образования отложений асфальтенов, парафинов и гидратов. Некоторые из таких устройств могут быть установлены в глубине скважины или на дне моря, и их ремонт или восстановление может оказаться невозможным или в лучшем случае очень дорогостоящим.

Эксплуатация устьевого оборудования, елок и клапанов часто включает осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ. Такое перемещение может требоваться для монтажа устройства, после которого устройство может находиться в по существу стационарном состоянии, или для проведения многократных перемещений в процессе выполнения определенной операции. Некоторые такие системы также включают статические или динамические уплотнения, для которых во избежание просачивания необходимы малые допуски и гладкие поверхности.

Колонны и оборудование заканчивания

После обсадки буровой скважины, для предотвращения обрушения шахты и неконтролируемого течения текучей среды, необходимо провести операцию заканчивания, которые подготавливают скважину к собственно добыче. Эта операция включает ввод и вывод оборудования из ствола скважин с целью проведения определенных операций, например, цементирования, перфорации, интенсификации притока и каротажных работ. Оборудование заканчивания транспортируют двумя возможными способами: с помощью тросов и труб (буровых труб, колтюбинга или тюбинговых рабочих колонн). Эти операции могут включать работу каротажного инструмента с целью определения свойств формации и текучих сред, перфораторов, с помощью которых в обсадке изготавливают отверстия, позволяющие добывать углеводороды или вводить текучие среды, введение временных или постоянных заглушек для уравновешивания давления текучей среды, пакеров для облегчения цементирования колонн с целью обеспечения герметизации между внутренней частью трубы и кольцевыми зонами, и работу вспомогательного оборудования, необходимого для цементирования, стимулирования и завершения работ в скважине. Наряду с инструментами для установки пакеров, устройствами для монтажа клапанов и инструментами, находящимися в боковых карманах, инструменты, спускаемые в скважину на тросах, и рабочие колонны могут включать пакеры, разобщающие пакеры, ремонтные накладки для обсадных труб и другие виды оборудования, предназначенного для выполнения операций в глубине скважины. Размещение таких инструментов, в особенности, в скважинах увеличенной досягаемости, может затрудняться в результате трения натяжения. Готовая колонна заканчивания, остающаяся в шахте для добычи продукции, обычно называется эксплуатационной насосно-компрессорной колонной.

Установка и эксплуатация колонн и оборудования заканчивания часто включает осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ. Такое перемещение может требоваться для монтажа устройства, после которого устройство может находиться в по существу стационарном состоянии, или для проведения многократных перемещений в процессе выполнения определенной операции. Операции заканчивания в местах контакта скважины с формацией Во множестве скважин имеется тенденция к затеканию песка или материала формации в ствол скважины. Для предотвращения этого явления в скважине при заканчивании размещают "противопесочные фильтры". Эта операция может включать размещение специализированного снаряда большого диаметра, включающего один из нескольких типов противопесочных сетчатых фильтров, расположенных вокруг центральной "основной трубы". Фильтр и основная труба часто подвергаются эрозии и коррозии и могут выйти из строя из-за "закупоривания" песком. Кроме того, в скважинах с большим наклоном сопротивление напряжению трения при спуске фильтров в ствол скважины может достичь чрезвычайно высокого значения и ограничить применимость указанных устройств, или длина ствола скважины может быть ограничена максимальной глубиной, на которую может быть спущен фильтр, спуск которого затрудняется сопротивлением трения.

В тех скважинах, в которых требуется защита от поступления песка, для предотвращения поступления зерен формации через фильтры, в кольцевую зону между фильтром и формацией закачивают подобный песку расклинивающий материал, "проппант". Эта операция называется "гравийной набивкой с установкой сетчатого фильтра" или, если ее выполняют в трещине, может называться "ГРП с применением проппанта". Во многих других формациях, часто в стволах скважин, не снабженных противопесочными фильтрами, может быть выполнена обработка с целью стимуляции гидроразрыва пласта, при которой в трещины вводят один и тот же расклинивающий материал или разные расклинивающие материалы, создавая крупные крылья трещин, заполненные проппантом, отходящие на значительное расстояние от ствола скважины, что вызывает повышение объема добычи или скорости закачки. При закачивании создается сопротивление трению, обусловленное контактом частиц проппанта друг с другом и с ограничительными стенками. Кроме того, частицы расклинивающего материала могут крошиться, образуя "мелочь", которая повышает сопротивление течению текучей среды во время добычи. Такие свойства расклинивающего материала, как прочность, коэффициент трения, форма и крупность зерна, чрезвычайно важны для успешного выполнения указанной обработки и, в конечном итоге, повышения производительности или приемистости скважины.

Установка противопесочных фильтров и последующие операции обработки часто включают осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ. Такое перемещение может требоваться для монтажа устройства, после которого устройство может находиться в по существу стационарном состоянии, или для проведения многократных перемещений в процессе выполнения определенной операции.

Оборудование для механизированной эксплуатации скважин

В начале добычи нефти из скважины нефть может подниматься на поверхность под действием собственного давления с удовлетворительной скоростью. Тем не менее, в некоторый момент эксплуатации многих скважин необходимы дополнительные меры для извлечения текучих сред из ствола скважины. Для подъема текучих сред вверх по скважине применяют различные способы, например: насосную штангу, Corod™ и электрические погружные насосы, используемые для подъема текучей среды на поверхность; плунжерные подъемники, в основном используемые для вытеснения жидкостей из газовых скважин, и "газлифт" или ввод газа в трубы для снижения плотности колонны жидкости. В альтернативном варианте, для предотвращения образования накипи, асфальтеновых, парафиновых или гидратных отложений, через клапаны, размещенные вдоль трубы, мог быть введены специальные химикаты.

Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна может включать устройства, усиливающие течение текучей среды. Некоторые из таких устройств могут включать уплотнения и очень небольшие механические допуски, включающие уплотнения металл-металл и эластомерные уплотнения. Соприкасающиеся поверхности деталей (муфты, карманы, заглушки, пакеры, переходники, соединения, боры, сердечники и т.д.) истираются и подвергаются механическому разрушению в результате коррозии и эрозии, а также могут засоряться или подвергаться механическим ударам из-за образования накипи, асфальтеновых, парафиновых или гидратных отложений. В частности, газлифт, погружные насосы и другое оборудование механизированной эксплуатации скважин может включать клапаны, уплотнения, роторы, статоры и другие устройства, которые могут выходить из строя в результате воздействия трения, износа, коррозии, эрозии или образования отложений.

Установка и работа оборудования механизированной эксплуатации скважин и последующие операции по увеличению дебита скважины часто включают осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ.

Оборудование для внутрискважинных работ

Для сбора данных или начала, возобновления или повышения объема добычи или скорости закачки часто требуются операции, проводимые на глубине, в стволе скважины вблизи продуктивного пласта. Такие операции включают ввод оборудования в ствол скважины и вывод оборудования из ствола скважины. Для ввода и вывода оборудования и инструментов заканчивания обычно применяют два способа: использование тросов и использование труб. Эти операции могут включать работу каротажного инструмента с целью определения свойств формации и текучих сред, перфораторов, с помощью которых в обсадке изготавливают отверстия, позволяющие добывать углеводороды или вводить текучие среды, введение временных или постоянных заглушек для уравновешивания давления текучей среды, пакеров для облегчения цементирования между интервалами заканчивания, и работу другого высоко специализированного оборудования. Ввод и вывод оборудования в/из скважины включает скользящий контакт при перемещении тел друг относительно друга, создающий напряжения трения.

Операции по увеличению дебита скважины часто включают осевое или вращательное перемещение одного тела относительно другого, при нахождении двух тел в механическом контакте с определенной силой контакта и трением контакта, противодействующим относительному перемещению, что вызывает истирание и износ.

Родственные области техники

Наряду с документами предшествующего уровня техники, рассмотренными выше, можно отметить, что в патентной публикации U.S. № 2008/0236842, озаглавленной "Скважинная установка для добычи нефти, включающая покрытие из алмазоподобного углерода, и способы ее применения (Downhole Oilfield Apparatus Comprising a Diamond-Like Carbon Coating and Methods of Use)", рассмотрена возможность применения покрытий из АПУ (алмазоподобного углерода) для глубинных устройств, внутренние поверхности которых подвергаются воздействию глубинного окружения.

В патентной публикации ЕР 2090741 А1, Saenger и Desroches, описано "покрытие на по меньшей мере части поверхности тела опоры" для работы на глубине скважины. Описанные виды покрытий включают АПУ, алмазоподобный углерод и Cavidur (покрытие АПУ, запатентованное Bekaert). Покрытие описано как "инертный материал, выбранный для снижения трения". Описаны конкретные примеры применения в каротажных инструментах и 0-кольцах. Описанные полученные преимущества включают снижение трения и коррозии.

В патентной публикации WO 2008/138957 А2, Van Den Brekel et al., описаны способ бурения, в котором материал обсадки в 1-5 раз прочнее материала бурильной колонны, и добавки, снижающие трения, вводимые в буровой раствор. Для снижения трения на внешнюю поверхность бурильной колонны может быть нанесен слой политетрафторэтилена (PTFE).

Wei et al. также описано применение покрытий, нанесенных на внутренние поверхности трубчатых структур (Патент U.S. 6764714 "Способ осаждения покрытий на внутренние поверхности стенок труб"; и Патент U.S. 7052736 "Способ осаждения покрытий на внутренние поверхности трубчатых структур"). Tudhope et al. также разработали средства для нанесения покрытия на внутренние поверхности предмета, которые описаны, например, в патенте U.S. 7541069 "Способ и система для нанесения покрытия на внутренние поверхности с помощью противоточной циркуляции (Reverse-Flow Cycling)".

В патентной публикации U.S. No. 2008/0127475, озаглавленной "Композитное покрытие, содержащее наночастицы, для снижения износа и повышения смазывающей способности скважинных инструментов", Griffo, описано применение суперабразивных наночастиц, находящихся на наконечниках и компонентах оборудования низа бурильной колонны.

В патенте U.S. 7487840, Gammage et al., описано нанесение металла распылением на внешнюю поверхность компонентов скважинных инструментов.

В патентной заявке WO 2007/091054, "Усовершенствование скважинных инструментов и усовершенствования, относящиеся к скважинным инструментам", Thornton, описано нанесение дисульфида вольфрама (WS2) на скважинные инструменты.

Нанесение покрытий на наконечники и наконечники с герметизированной опорой было описано, например, в патенте U.S. 7234541 "Покрытия из АПУ для бурового наконечника с герметизирующим кольцом", в патенте U.S. 6450271 "Модификация поверхности вращающихся буровых наконечников" и в патенте U.S. 7228922 "Буровой наконечник".

Дополнительно, применение АПУ покрытий для работы не на месторождениях нефти было описано в патенте U.S. 6156616 "Покрытия из синтетического алмаза с промежуточными фиксирующими слоями и способы нанесения таких покрытий" и в патенте U.S. 5707717 "Изделия, имеющие защитные пленки из алмазоподобного материала".

В патенте U.S. 6087025 описано нанесение покрытий из алмазоподобного углерода на режущие поверхности металлорежущих инструментов. В патенте также описаны инструменты для обработки металлов, металлообрабатывающие поверхности которых имеют покрытие из алмазоподобного углерода, прочно закрепленное на поверхности с помощью следующего градиента материалов: основа из металлического сплава или цементированного кобальтом карбида вольфрама; силицид кобальта или другого металла и/или германид кобальта или другого металла; кремний и/или германий; карбид кремния и/или карбид германия; и алмазоподобный углерод.

В патентном документе GB 454743 описано нанесение бинарных градиентных покрытий TiCr на металлические основы. Более конкретно, описанное покрытие предпочтительно включает либо слой TiCr, имеющий по существу постоянный состав, или градиентный слой TiCr, например, слой основы (адгезионный слой), состоящий из Cr, и слой с постепенно изменяющимся составом, состоящий из Cr и Ti, и при этом доля Ti в слое увеличивается по мере удаления от границы основного слоя таким образом, что доля Ti на границе, удаленной от слоя основы, превышает долю Cr.

В патенте U.S. 5989397 описана установка и способ для получения покрытия, включающего постепенно изменяющиеся слои, нанесенного на металлическую основу. Более конкретно, описана схема управления технологическим процессом получения градиентных многослойных пленок с высокой воспроизводимостью, включающим применение импульсного лазерного напыления и магнетронного напыления, а также описана установка для автоматического создания сверхвысокого вакуума в вакуумной камере, позволяющая выполнять компьютерный алгоритм или "прописи" для получения соответствующих пленок. Работа и контроль установки обеспечивается программным обеспечением, задающим команды, регулирующие цифровые и аналоговые сигналы, контролирующие технологические устройства.

Задачи настоящего изобретения

Учитывая многообразие и огромный спектр требований, предъявляемых к операциям по добыче нефти, существует необходимость создания новых технологий получения материалов для покрытий, которые могут защищать устройства от воздействия трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений, которые возникают при скользящем контакте двух или более устройств и потоков текучих сред, потенциально содержащих твердые частицы, движущиеся с большими скоростями. Для этого необходимо создание новых материалов, обладающих одновременно высокой твердостью и низким коэффициентом трения (КТР) при контакте с противоположной поверхностью. Кроме того, применение муфтовых устройств является практичным и экономически выгодным способом нанесения подобных покрытий на оборудование для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Если такие материалы покрытия будут обладать низкой поверхностной энергией и малым коэффициентом трения относительно стенок ствола скважины, то такой новый материал покрытия позволит производить бурение с дополнительно расширенным радиусом охвата, выполнять с высокой надежностью и эффективностью операции в агрессивном окружении, включающие глубинную добычу и добычу в прибрежной зоне, а также снизить стоимость, повысить безопасность и повысить эффективность работы всего процесса эксплуатации газонефтяных скважин. Предположительно, нанесение указанных покрытий на муфтовые устройства, помещаемые в продуктивные скважины, может найти широкое применение и обеспечить значительное усовершенствование и интенсификацию добычи нефти из скважин.

Таким образом, имеется необходимость создания муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Во-первых, способы нанесения покрытий согласно изобретению на эксплуатационные устройства могут включать помещение объекта в камеру. Это может стать серьезным ограничением для множества компонентов, применяемых для разработки нефтяных месторождений. Например, помещение в такие камеры секций длинных труб может быть затруднительным. Кроме того, такой способ может оказаться малоэффективным, поскольку покрываемая площадь поверхности может составлять лишь небольшую часть всей площади поверхности основного объекта. Муфтовые элементы с покрытием, входящие в состав муфтового устройства с покрытием, могут быть доставлены к месту расположения месторождения и установлены на эксплуатационное оборудование более экономичным образом, чем альтернативные средства нанесения покрытий с низким коэффициентом трения. Кроме того, в тех случаях, когда либо муфтовый элемент, либо покрытие необходимо заменить или отремонтировать, муфтовая конфигурация является более экономичной и требует минимальных транспортных затрат и минимальной продолжительности остановки оборудования. Муфтовый элемент может включать материалы, отличающиеся от материалов тела, к которому он присоединен. Во время нанесения покрытия муфтовый элемент может подвергаться действию высоких температур и другим агрессивным воздействиям, которые могут приводить к повреждению других элементов системы. Материалы с низким коэффициентом трения могут быть нанесены на муфтовые элементы муфтового устройства с покрытием более эффективными и разнообразными способами, чем покрытия, наносимые на более крупные единицы оборудования, то есть покрытия с низким коэффициентом трения могут широко применяться для эффективного улучшения механических свойств указанных устройств. В уровне техники не описаны эффективные средства решения изложенных проблем, в то время как способы согласно изобретению позволяют применять покрытия с низким коэффициентом трения в устройствах для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно настоящему изобретению, улучшенное муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает: одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных (buttering) слоев, расположенных между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения.

Другой аспект настоящего изобретения относится к улучшенному муфтовому устройству с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, которое включает: устройство для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более тело, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник, одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тела, покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных слоев, расположенных между одной или более муфтами и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, где минимальная твердость по Виккерсу по меньшей мере одного из промежуточных слоев составляет 400.

Другой аспект настоящего изобретения относится к улучшенному способу применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, который включает: получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных слоев, расположенных между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

Другой аспект настоящего изобретения относится к улучшенному способу применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, который включает: получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более тело, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник, одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тела, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных слоев, расположенных между одной или более муфтами и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, где минимальная твердость по Виккерсу по меньшей мере одного из промежуточных слоев составляет 400, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

Эти и другие особенности и отличительные признаки описанных муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах и способов применения таких муфтовых устройств для снижения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений в указанных условиях эксплуатации, а также их усовершенствованное получение и/или применение более подробно рассмотрены в приведенном ниже описании, сопровождаемом графическими материалами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для облегчения понимания предмета настоящего изобретения специалистом в данной области техники, описание снабжено графическими материалами, в которых:

На Фиг.1 изображена система эксплуатации газонефтяных скважин, включающая применение эксплуатационных скважинных устройств на отдельных этапах строительства скважины, заканчивания, интенсификации притока, ремонта и эксплуатации.

На Фиг.2 представлен пример применения покрытия, нанесенного на снабженное муфтой оборудование бурильной колонны, применяемую для подземного бурения.

На Фиг.3 представлены примеры применения покрытий, нанесенных на устройства оборудования низа бурильной колонны, которые могут быть модифицированы для включения в их состав муфт с покрытием, и которые в данном случае представляют собой расширители, стабилизаторы, фрезы и разбуриватели.

На Фиг.4 представлен пример применения покрытия, применяемого в системе морских водоотделяющих колонн, снабженной защитными втулками, имеющими муфты с покрытием.

На Фиг.5 представлены примеры применения муфт с покрытием, зафиксированных на полированных штоках, насосных штангах и насосах, применяемых для глубинных скважинных насосных операций.

На Фиг.6 представлены примеры применения муфт с покрытием, зафиксированных на перфораторах, пакерах и каротажных инструментах.

На Фиг.7 представлены примеры применения покрытий, нанесенных на стальной трос, талевый канат и скрученные многожильные кабели. Муфты с покрытиями могут быть установлены на втулках для облегчения работы с тросами.

На Фиг.8 представлены примеры применения покрытия, нанесенного на оборудование опорной трубы и фильтра, применяемое в операциях гравийной набивки, и на фильтры, применяемые для отделения твердых веществ, которые показывают, что муфты с покрытием могут быть использованы для облегчения ввода фильтра в ствол скважины.

На Фиг.9 представлены примеры применения муфт с покрытием, зафиксированных на устьевом и клапанном оборудовании, в которых муфтовое устройство может быть установлено в клапанах для обеспечения герметизации при меньших усилиях и нагрузках.

На Фиг.10 представлены примеры применения муфт с покрытием, устанавливаемых на диафрагмовый расходомер, штуцер и турбинный расходомер.

На Фиг.11 представлены примеры применения муфт с покрытием, устанавливаемых на плашках ловильного инструмента и овершоте ловильного инструмента промывочной колонны.

На Фиг.12 представлен пример применения покрытия, нанесенного на резьбовое соединение, на котором показано истирание резьбы.

На Фиг.13 представлен пример применения муфтового элемента с покрытием в соединении бурильных колонн, включающего муфту с покрытием, на котором показаны конфигурации где штифтовая часть соединения направлена вниз или вверх и другие возможные параметры муфты.

На Фиг.14 схематически показана зависимость скорости проходки (СП) от массы на наконечнике (МНН) при подземном роторном бурении.

На Фиг.15 представлена зависимость между коэффициентом трения покрытия (КТР) и твердостью покрытия для некоторых покрытий, рассмотренных в настоящем описании, в сравнении с основой из стали.

На Фиг.16 представлена репрезентативная кривая зависимости деформаций от напряжений, на которой показаны высокие пределы упругости аморфных сплавов в сравнении с пределами упругости кристаллических металлов/сплавов.

На Фиг.17 представлена тройная фазовая диаграмма аморфного углерода.

На Фиг.18 схематически представлена иллюстрация к теории свободных водородных связей.

На Фиг.19 представлены характеристики истирания и износа АПУ покрытия при испытании на износ при трении скольжения сухих поверхностей.

На Фиг.20 представлены характеристики истирания и износа АПУ покрытия в буровом растворе на нефтяной основе.

На Фиг.21 представлены характеристики истирания и износа АПУ покрытия при повышенной температуре (150°F/65,56°C) испытаний на износ при трении скольжения в буровом растворе на нефтяной основе.

На Фиг.22 представлены характеристики АПУ покрытия при трении при повышенных температурах (150°F (65,56°С) и 200°F (93,33°С)) в сравнении с характеристиками стали, не имеющей покрытия, и покрытия из твердого сплава в буровом растворе на нефтяной основе.

На Фиг.23 представлены характеристики снижения скорости при использовании АПУ покрытия в сравнении с характеристиками основы из стали без покрытия.

На Фиг.24 представлены поперечные сечения однослойных и многослойных АПУ покрытий, рассмотренных в настоящем описании, полученные с помощью СЭМ.

На Фиг.25 представлен угол смачивания водой АПУ покрытий в сравнении со сталью 4142 без покрытия.

На Фиг.26 схематически представлен пример гибридного АПУ покрытия на покрытии из твердого сплава, подходящий для компоновок бурильных колонн, на котором показаны некоторые возможные неограничивающие конфигурации материала основы, покрытия из твердого сплава, одного или более промежуточных слоев и одного или более помещенных между другими слоями буферных слоев и слоев со сверхнизким коэффициентом трения.

На Фиг.27 представлена шероховатость, измеренная с помощью оптического профилометра на следующих телах: а) нешлифованном кольце; b) шлифованном кольце; и с) кольце, имеющем промежуточный слой Ni-Р/покрытие АПУ; оптические изображения сканированных областей показаны слева, а профили поверхности показаны справа.

На Фиг.28 представлена зависимость среднего коэффициента трения от скорости кольца, имеющего промежуточный слой Ni-P/покрытие АПУ, и нешлифованного кольца без покрытия.

На Фиг.29 представлено изображение примера (слева - СЭМ, справа - HAADF-STEM (сканирующая просвечивающая электронная микроскопия в кольцевом темном поле при больших углах)) структуры подходящего многослойного АПУ материала.

На Фиг.30 представлено изображение, полученное с помощью HAADF-STEM (слева) и STEM (сканирующая просвечивающая электронная микроскопия) в светлом поле (справа), на котором показана двухпериодная Ti-АПУ структура.

На Фиг.31 представлены профили состава, полученные с помощью EELS (спектроскопия энергетических потерь электронов), на которых видно постепенное изменение состава на границе раздела между Ti-слоем 1 и АПУ, и резкое изменение состава на границе раздела между Ti-слоем 2 и АПУ.

На Фиг.32 представлены полученные с помощью СЭМ изображения разрушений, образующиеся при отслоении на границе раздела между АПУ и вторым буферным титановым слоем.

На Фиг.33 представлена временная зависимость коэффициента трения для некоторых типов покрытий, включающих буферные слои, в указанных условиях испытаний.

На Фиг.34 представлены некоторые возможные схемы нанесения твердых покрытий на компонент оборудования бурильной колонны.

Определения

"Кольцевой отсекающий клапан" представляет собой клапан на поверхности, который регулирует отток из кольцевого пространства между обсадкой и трубами.

"Асфальтены" представляют собой тяжелые углеводороды, которые могут осаждаться на стенках труб и другого проточного оборудования и, таким образом, вызывать ограничение потока.

"Опорная труба" представляет собой хвостовик, который служит несущим устройством для противопесочного фильтра. Фильтры закрепляют на внешней стороне опорной трубы. На по меньшей мере часть опорной трубы может быть предварительно нанесена перфорация, прорези, или труба может быть снабжена устройствами контроля проявлений в процессе бурения. Опорная труба состоит из соединенных секций, на которые нанесена соединительная резьба для соединения при удлинении скважины.

"Подшипники и втулки" применяют для создания поверхности с низким коэффициентом трения между двумя устройствами, которые перемещаются относительно друг друга в скользящем контакте, в частности, при относительном вращательном перемещении.

"Предохранительные патрубки" представляют собой толстостенные трубы, надеваемые на проточные перфорированные отверстия или в устье скважины на впускное отверстие для текучей среды во время операции интенсификации притока. Большая толщина стенки и/или твердость материала защищает патрубки от полной эрозии в результате воздействия частиц песка или расклинивающего материала.

"Оборудование низа бурильной колонны" (ОНБК) включает одно или более устройств, неограничивающие примеры которых включают:

стабилизаторы, стабилизаторы переменного калибра, расширители от забоя к устью, утяжеленные бурильные трубы, гибкие утяжеленные бурильные трубы, вращающиеся инструменты, шарошечные расширители, амортизирующие переводники, забойные двигатели, инструменты для каротажа во время бурения (LWD), инструменты для измерения во время бурения (MWD), инструменты для отбора керна, расширители основания скважины, разбуриватели, центраторы, турбины, искривленные переходники, забойные двигатели для наклонно направленного бурения, бурильные ясы, ясы с ускорительным механизмом, переводники, выбивные ясы, инструменты, снижающие крутящий момент, переводники с обратным клапаном, ловильные инструменты, ловильные ясы, промывочные трубы, каротажные инструменты, переводники приборов для измерения отклонения, немагнитные аналоги любых из перечисленных устройств и их комбинации, а также их соответствующие внешние соединения.

"Обсадка" представляет собой трубу, установленную в стволе скважины для предотвращения ее обрушения и создания условия для бурения за пределами нижней части обсадной трубы при высокой плотности текучей среды без попадания текучей среды в отделенную часть формации. Обычно в стволе скважины устанавливают множество обсадных труб постепенно уменьшающегося диаметра.

"Центраторы обсадной колонны" представляют собой муфты, устанавливаемые на внешней стороне обсадки при ее вводе в скважину. Центраторы часто снабжаются стальными пружинами или металлическими штифтами, упирающимися в стенки формации, чтобы избежать касания, и предназначены для центрирования обсадки с образованием одинакового кольцевого зазора вокруг обсадки, что облегчает проведение цементирования. Центраторы могут включать штифтовые устройства для соскребания со стенок ствола скважины отложений, образованных буровой жидкостью, которые могут затруднять непосредственный контакт цемента с формацией.

"Бурение обсадными трубами" означает относительно новый и необычный способ, в котором для бурения вместо съемной бурильной колонны используют колонну обсадных труб. При достижении скважиной глубины, обсадные трубы оставляют внутри, удаляют или заменяют породоразрушающий элемент, находящийся на нижнем конце обсадных труб, после чего может быть закачан цемент.

"Систему закачивания химикатов" применяют для введения химических ингибиторов в ствол скважины для предотвращения образования в стволе скважины минеральных отложений, гидратов метана или других отложений, затрудняющих выработку.

"Штуцер" представляет собой устройство, ограничивающее скорость потока. Скважины обычно испытывают на определенный размер штуцера, который может представлять собой простую пластину с отверстием определенного диаметра. При течении песка или расклинивающего материала через штуцер, отверстие может расширяться и размер штуцера изменяться, что приводит к ошибкам при измерении расхода.

"Коаксиальный" означает, что два или более тела имеют по существу одну ось или оси, расположенные по одной линии. "Некоаксиальный" означает тела, оси которых могут быть смещены, но по существу параллельны, или могут располагаться не по одной линии.

"Скользящие муфты заканчивания (для управления открытием отверстий в эксплуатационной колонне)" представляют собой устройства, которые устанавливают в колонне заканчивания, позволяющие селективно открывать или закрывать отверстия, которые, в зависимости от состояния муфты, соединяют продуктивные горизонты с трубами или отсекают от них. Рабочие характеристики скользящих муфт при длительном использовании зависят от сопротивления муфты перемещению из-за трения, износа, образования отложений, эрозии и коррозии.

"Сложная геометрическая фигура" означает тело, которое по существу не состоит из одной простой геометрической фигуры, такой как сфера, цилиндр или куб. Сложная геометрическая фигура может состоять из множества простых геометрических фигур, например, цилиндра, куба или сферы, имеющих разные радиусы, или может состоять из простых геометрических фигур и других сложных геометрических фигур.

"Соединительный штифт" представляет собой кусок трубы с резьбой на внешней поверхности трубы.

"Соединительная коробка" представляет собой кусок трубы с резьбой на внутренней поверхности трубы.

"Контактные кольца" представляют собой устройства, присоединенные к компонентам каротажных инструментов, обеспечивающие сохранение зазора между инструментом и стенкой обсадки или формации. Например, контактные кольца могут быть установлены на соединениях в перфораторе для получения зазора между перфоратором и стенкой обсадной колонны, например, при таком применении, как в заявке "Just-in-time perforating" (патентная заявка РСТ No. WO 2002/103161 А2).

"Соприкасающийся" относится к телам, находящимся вблизи друг от друга, так что они имеют общий край или плоскость. "Несоприкасающийся" относится к телам, которые не имеют общего края или плоскости, поскольку они смещены или разнесены друг относительно друга. Например, бурильные замки представляют собой цилиндры большего диаметра, которые не соприкасаются, поскольку между бурильными замками расположена буровая труба, представляющая собой цилиндр меньшего диаметра.

"Линии регулирования" и "трубопроводы" представляют собой трубы небольшого диаметра, которые могут располагаться вне насосно-компрессорной колонны и использоваться для создания гидравлического давления, для подачи электрического напряжения или тока или доставки оптоволоконного кабеля к одному или более глубинному скважинному устройству. Линии регулирования используют для управления подземными предохранительными вентилями, штуцерами и клапанами. Нагнетательная линия аналогична линии регулирования и может быть использована для подвода к глубинному скважинному клапану специальных химических веществ, ингибирующих образование минеральных отложений, отложение асфальтенов, парафинов или гидратов, или для снижения трения.

"Corod™" представляет собой сплошной спиралевидный (свернутый в бухту) тюбинг, применяемый в качестве насосной штанги при эксплуатации с использованием штанговых насосов скважин.

"Соединительный фитинг" представляет собой соединительное устройство, устанавливаемое между двумя отрезками труб; часто, но не всегда представляет собой отдельную деталь, соединяемую резьбовым соединением с двумя более длинными деталями, которые соединяются фитингом. Например, соединительный фитинг применяют для соединения двух отрезков насосных штанг в оборудовании механизированной штанговой эксплуатации скважин.

"Цилиндр" представляет собой (1) поверхность или сплошное тело, ограниченное двумя параллельными плоскостями, полученное при вращении прямой параллельно заданным плоскостям и отсекающей кривую, ограниченную плоскостями и лежащую в плоскости, перпендикулярной или наклонной к данным плоскостям, и/или (2) любые тело или деталь цилиндрической формы, как сплошной, так и полый (источник: www.dictionary.com).

"Скважинные инструменты" представляют собой извлекаемые устройства, которые часто спускают в скважину или фиксируют в скважине, для выполнения некоторых функций в стволе скважины. Некоторые скважинные инструменты могут быть спущены на бурильной колонне, например, устройства для измерений во время бурения (MWD), в то время как другие скважинные инструменты могут быть спущены на тросе, например, каротажные инструменты или перфораторы. Некоторые инструменты могут быть спущены либо на тросе, либо на трубе. Пакер представляет собой скважинный инструмент, который может быть спущен в ствол скважины либо на тросе, либо на трубе для блокировки потока, и может быть съемным или закрепленным. В данной отрасли промышленности применяют множество скважинных инструментов и устройств.

"Утяжеленные бурильные трубы" представляют собой трубы с тяжелыми стенками, монтируемые на оборудование низа бурильной колонны вблизи наконечника. Жесткость утяжеленной бурильной трубы способствует прямому направлению бурения наконечника, а масса утяжелителей способствует вдавливанию наконечника в породу.

"Бурильная штанга" включает всю длину трубчатых труб, которые включают ведущую бурильную трубу (если имеется), буровую трубу и утяжеленные бурильные трубы, которые составляют буровой снаряд, простирающийся от поверхности до дна скважины. Бурильная штанга не включает буровой наконечник. В частном случае бурения обсадными трубами, частью бурильной штанги считается обсадная труба, используемая для бурения геологических формаций.

"Оборудование бурильной колонны" представляет собой комбинацию бурильной колонны и оборудования низа бурильной колонны или колтюбинга и оборудования низа бурильной колонны. Оборудование бурильной колонны не включает буровой наконечник.

"Бурильная колонна" представляет собой колонну или штангу буровой трубы, к которой присоединены бурильные замки, трубы-переходники между бурильной колонной и оборудованием низа бурильной колонны, включая бурильные замки, тяжелые буровые трубы, включающие бурильные замки, и износные накладки, и которая передает энергию текучей среды и вращательную энергию от верхнего привода или ведущей бурильной трубы к утяжеленным бурильным трубам и наконечнику. В некоторых источниках, но не в настоящем описании, термин "бурильная колонна" включает как буровую трубу, так и утяжеленные бурильные трубы в оборудовании низа бурильной колонны.

"Эластомерное уплотнение" применяют для создания барьера между двумя устройствами, обычно металлическими, для предотвращения просачивания с одной стороны уплотнения на другую. Материал эластомерного уплотнения выбирают из класса эластичных или упругих материалов.

"Угловые штуцеры, разветвители и соединительные фитинги" обычно используют в трубном оборудовании для соединения промысловых трубопроводов, обеспечивающих транспорт текучих сред, например, для соединения ствола скважины с эксплуатационным оборудованием, находящимся на поверхности.

"Расширяемое (расширяющееся) трубное оборудование" представляет собой трубное оборудование, например, обсадные трубы и короткие колонны труб, которые имеют размер ниже номинального при спуске в скважину. При доставке на место, в трубу вводят инструмент большего диаметра или расширительный сердечник, который расширяет трубу до большего диаметра.

"Газлифт" представляет собой способ увеличения расхода потока углеводородов в стволе скважины за счет закачки газа в насосно-компрессорную колонну через газлифтные клапаны. Такой способ обычно реализуют в нефтяных скважинах, но он применим и для газовых скважин с высоким дебитом воды. Закачиваемый газ снижает гидростатическое давление столба текучей среды.

"Стекловолокно" часто применяют в небольших линиях регулирования, как на глубине скважины, так и с извлечением на поверхность, для измерения глубинных свойств, например, температуры или давления. Стекловолокно может быть применено для непрерывного получения данных через малые интервалы вдоль ствола скважины. Волокно часто закачивают в одну линию регулирования, через "поворотный переводник" до второй линии регулирования. Трение и сопротивление при прохождении через поворотный переводник могут ограничивать использование некоторых оптоволоконных установок.

"Устройство для контроля проявлений в процессе бурения" (ICD) представляет собой регулируемое отверстие, форсунку или проточный канал в колонне заканчивания, проходящей через пластовый интервал, который позволяет добываемым текучим средам поступать в ствол скважины. Оно может быть использовано в сочетании с дополнительными измерительными и автоматическими устройствами в системе заканчивания скважины "с компьютеризированным управлением".

"Яс" представляет собой глубинный скважинный инструмент, который используют для приложения большой осевой нагрузки или сотрясения, управляемого оператором. Некоторые ясы запускают при спуске массы, другие запускают при подъеме. Запуск яса обычно производят для перемещения трубы, застрявшей в стволе скважины.

"Ведущая бурильная труба" представляет собой кусок многоугольной трубы с плоскими сторонами, который пропускают через пол буровой установки в установках, снабженных более старым оборудованием стола бурового ротора, для вращения присоединенной внизу буровой трубы к указанному куску четырех-, шести- или даже восьмиугольной трубы прикладывают крутящий момент.

"Каротажные инструменты" представляют собой инструменты, которые обычно спускают в скважину для проведения измерений; например, во время бурения на бурильной штанге или в необсаженную или обсаженную скважину на тросе. Инструменты устанавливают в ряд несущих приспособлений, изготовленных с возможностью спускать их в скважину, например, устройства цилиндрической формы, изолирующие инструменты от окружения.

"Навинчивание" представляет собой соединение завинчиванием штифта и коробки на соединении труб с целью соединения двух труб и получения герметичного соединения между внутренней и внешней частями трубы.

"Сердечник" представляет собой цилиндрическую балку или стержень, помещаемый вовнутрь внешнего цилиндра. Сердечник может представлять собой главный привод пакера, который перемещает захватывающие детали или "клинья" наружу для контакта с обсадной колонной. Термин сердечник также может относиться к инструменту, проталкиваемому в отверстие расширяемой трубы для достижения большего диаметра. Сердечник представляет собой обобщенный термин, используемый для обозначения нескольких устройств, применяемых при эксплуатации нефтяных месторождений.

"Металлическая сетка" противопесочного фильтра состоит из переплетенных металлических нитей, размер и расположение которых соответствуют распределению размеров зерен песка в формации. Материал фильтра обычно представляет собой коррозионно-стойкий сплав (КСА) или углеродистую сталь.

"Mazeflo™" фильтры заканчивания представляют собой противопесочные фильтры, задерживающие песок и имеющие отделения с наклонными перегородками. Извитая структура отделений MazeFlo снижает локальное влияние любых механических повреждений фильтра, но при этом пропускает углеводороды через неповрежденные секции. Проточные каналы имеют извивы, так что потоки текут по непрямому пути, что позволяет перераспределять импульс входящего потока (см., например, патент U.S. 7464752).

"Насосы Moyno™" и "винтовые насосы кавитационного типа" представляют собой длинные цилиндрические насосы, двигатели которых установлены в глубине скважины и генерируют крутящий момент, поворачивающий вал, в то время как текучая среда протекает между внешним статором и ротором, присоединенным к валу. Обычно статор имеет на одну лопасть больше, чем ротор, так что давление текучей среды, перемещающейся к наконечнику, заставляет ротор поворачиваться. Такие двигатели часто устанавливают вблизи наконечника. В альтернативном варианте в перекачивающих устройствах, устанавливаемых в глубине скважины, производят вращение ротора, вызывающее перекачивание текучей среды.

"Пакер" представляет собой инструмент, который может быть размещен в скважине на рабочей колонне, колтюбинге, эксплуатационной колонне или тросе. Пакеры отсекают текучую среду на участках, лежащих выше и ниже пакера. Кроме создания гидравлического уплотнения, которое должно быть долговечным и выдерживать воздействие агрессивного окружения, пакер также должен выдерживать осевые нагрузки, создаваемые из-за разности давлений текучей среды, находящейся выше и ниже пакера.

"Блокировочный механизм пакера" применяют для управления пакером; принцип действия состоит в высвобождении и зажиме клиньев при осевом перемещении трубы, к которой он присоединен. В закрытом состоянии клинья выдвинуты наружу в стенку обсадной колонны, и зубья клиньев сильно вжаты в материал обсадки. Пакер, спускаемый на тросе, спускают с помощью инструмента для установки пакера, в котором при вытягивании сердечника происходит зацепление клиньев, после чего инструмент для установки пакера высвобождает пакер, и инструмент поднимают на поверхность.

"MP35N" представляет собой металлический сплав, в основном состоящий из никеля, кобальта, хрома и молибдена. Считается, что MP35N имеет высокую коррозионную стойкость и подходит для использования в агрессивном окружении в глубине скважины.

"Парафин" представляет собой воскообразный компонент, содержащийся в некоторых неочищенных углеводородах, который может оседать на стенках ствола скважины и промысловых трубопроводов, затрудняя перемещение текучих сред.

Конфигурация, где "штифтовая часть соединения направлена вниз" в настоящее время представляет собой стандартную буровую конфигурацию, в которой при получении соединения коробка соединения удерживается клиньями, находящимися на поверхности, а штифтовая часть соединения направлена вниз.

Конфигурация, где "штифтовая часть соединения направлена вверх" представляет собой компоновку инструментов бурения, ориентированную таким образом, что при получении соединения штифтовое соединение удерживается клиньями, находящимися на поверхности, вместо стандартной конфигурации, в которой коробка соединения удерживается клиньями. Такая конфигурация может требовать или может не требовать изменения направления резьбы соединения, т.е. замены левой на правую и наоборот.

"Поршни" и "гильзы поршней" представляют собой цилиндры, применяемые в насосах для вытеснения текучих сред из впускного отверстия к выпускному отверстию с повышением давления соответствующей текучей среды. Гильза представляет собой внутреннюю муфту, внутри которой поршень совершает возвратно-поступательные движения. Эти поршни аналогичны поршням, находящимся в двигателе автомобиля.

"Плунжерный подъемник" представляет собой устройство, которое перемещается вверх-вниз в насосно-компрессорной колонне для извлечения из труб воды, аналогично действию поршня в трубопроводе. Если плунжерный подъемник находится внизу трубы, внутритрубный снаряд блокирует поток текучей среды и, таким образом, выталкивается из скважины под давлением находящейся внизу текучей среды. По мере его перемещения вверх по стволу скважины, он вытесняет воду, поскольку вода не успевает отделяться и протекать за плунжерный подъемник. В верхней части трубы работа устройства приводит к изменению конфигурации плунжерного подъемника, который начинает пропускать текучие среды и под действием силы тяжести опускаться вниз по трубе, в направлении, противоположном поднимающемуся вверх потоку. Коэффициенты трения и износа представляют собой важные параметры работы плунжерного подъемника. Трение снижает скорость спуска и подъема плунжерного подъемника, а износ внешней поверхности приводит к образованию зазора, который снижает эффективность устройства при его подъеме.

Термин "эксплуатационное устройство" имеет широкий смысл и включает любое устройство, относящееся к бурению, заканчиванию, интенсификации притока, ремонту или добыче нефти и/или газа из скважины. Эксплуатационное устройство включает любое устройство, рассмотренное в настоящем описании, применяемое для добычи нефти или газа. Для удобства закачку текучих средств в скважину определяют как добычу с отрицательной скоростью. Таким образом, если не указано обратное, термин "добыча" включает "закачку".

"Уплотнительный узел устройства с возвратно-поступательным перемещением" представляет собой уплотнение, предназначенное для поддержания давления при осевом вытеснительном перемещении двух устройств относительно друг друга.

"Шарошечное коническое долото" представляет собой устройство для бурения горных пород, снабженное породоразрушающими элементами конической формы, обычно тремя, для бурения скважины в земле.

"Уплотнительный узел устройства с вращательным перемещением" представляет собой уплотнение, предназначенное для поддержания давления при вращательном перемещении двух устройств относительно друг друга.

"Датчик уровня песка" представляет собой небольшое устройство, вводимое в поток для оценки количества песка в потоке. Если содержание песка высокое, то датчик уровня песка может подвергаться эрозии.

"Минеральные отложения" представляет собой минеральное отложение (например, карбоната кальция) на стенках труб и другом проточном оборудовании, образование которых может затруднять движение потока.

"Инструменты для технического обслуживания" для проведения операций гравийной набивки включают переходник пакера и подпаркерную трубу для циркуляции вниз по спусковой колонне, вокруг хвостовика и подпаркерной трубы и обратно в кольцевое пространство. Это позволяет помещать суспензию напротив пластового интервала. В более общем случае инструмент для гравийной набивки представляет собой группу инструментов, которая перемещает фильтры гравийной набивки на полную глубину (TD), устанавливает и тестирует пакер и регулирует направление потоков текучих сред, перекачиваемых при проведении операций гравийной набивки. Инструмент для технического обслуживания включает посадочный инструмент, переходник и уплотнения, которыми герметизируют гнездо пакера. Он может включать противоприточное (anti-swab) устройство и клапан для оттока текучей среды или реверсивный клапан.

"Амортизирующий переходник" представляет собой модифицированную утяжеленную бурильную трубу, которая включает подобный пружине элемент, имеющий ударопоглотительные свойства, обеспечивающий относительное осевое перемещение между двумя концами амортизирующего переводника. Амортизирующий переводник иногда используют для бурения очень твердых формаций, которое может сопровождаться сильными осевыми сотрясениями.

"Трубные ответвители" представляют собой внешние или внутренние трубы, устанавливаемые в противопесочном фильтре для направления потока суспензии для гравийной набивки через протяженные или многозональные интервалы заканчивания для получения завершенной гравийной набивки. См., например, патенты U.S. 4945991, U.S. 5113935 и патентные публикации РСТ WO 2007/092082, WO 2007/092083, WO 2007/126496 и WO 2008/060479.

"Боковой карман" представляет собой смещенный толстостенный переводник в трубах для размещения газлифтных клапанов, устройств для измерения температуры и давления, клапанов нагнетательной линии и т.д.

"Муфта" представляет собой трубчатую деталь, устройство которой позволяет надевать ее поверх другой детали. Профили поперечного сечения внутренних и внешних поверхностей муфты могут быть как круглой, так и некруглой формы. Обычно внутренние и внешние поверхности могут быть разной геометрической формы, т.е. внешняя поверхность может быть цилиндрической с круглым сечением, в то время как внутренняя поверхность может иметь эллиптическую или другую некруглую форму сечения. В альтернативном варианте внешняя поверхность может быть эллиптической, а внутренняя поверхность круглой; возможны и другие комбинации. Для фиксации муфты на теле с одной или более степенями свободы используют штифты, прорези и другие средства; в случае применения текучих сред, находящихся при разном давлении или имеющих разный состав, могут быть использованы уплотнительные элементы. В более общем случае муфта может рассматриваться как обобщенный полый цилиндр, имеющий один или более радиусов или разных профилей поперечного сечения вдоль оси цилиндра.

"Скользящий контакт" означает фрикционный контакт между двумя телами, перемещающимися друг относительно друга, которые могут быть разделены как текучими средами, так и твердыми телами, где твердые тела включают частицы, находящиеся в текучей среде (бентонит, стеклянные шарики и т.д.), или вращающиеся устройства, способные уменьшать трение. Часть поверхности контакта между двумя телами, перемещающимися друг относительно друга, всегда находится в состоянии зацепления и, следовательно, скольжения.

"Скважина с компьютеризированным управлением" представляет собой скважину, снабженную устройствами, инструментами и контрольными приборами, позволяющими селективно извлекать потоки из конкретных интервалов для получения максимального количества требуемых текучих сред и минимального количества ненужных текучих сред. Контроль дебитов может быть осуществлен и по другим причинам, например, для компенсации снижения давления в пласте или регулирования перепада давления, обусловленного геомеханикой пласта.

Трубопроводы «обработки для интенсификации притока" представляют собой трубы, используемые для соединения перекачивающего оборудования с устьем скважины для проведения операций воздействия на пласт с целью интенсификации притока.

"Внутрискважинный клапан-отсекатель" представляет собой клапан, устанавливаемый в трубах, часто ниже морского дна при разработках морских месторождений, перекрывающий поток. Иногда такие клапаны программируют на автоматическое перекрывание при превышении расходом заданного значения, например, если на поверхности произошел разлив.

"Насосные штанги" представляют собой стальные стержни, которые соединяют балансирный станок-качалку, находящийся на поверхности, с глубинным скважинным насосом, находящимся на глубине скважины. Такие штанги могут быть состоять из нескольких частей, соединенных резьбой, или они могут быть сплошными штангами, устанавливаемыми подобно колтюбингу. Поскольку штанги совершают вертикальные возвратно-поступательные движения, в местах контакта между штангой и трубой возникает трение, приводящее к износу.

"Поверхностные промысловые трубопроводы" представляют собой трубы, применяемые для соединения устья скважины с эксплуатационным оборудованием или в альтернативном варианте для подвода текучей среды к бакам или факелу.

"Резьбовое соединение" представляет собой средство гидроизолирующего соединения частей труб посредством механического зацепления между скрепляемыми деталями, имеющими резьбу или другую механическую обработку (например, соединение металл-металл). Резьбовое соединение получают или скрепляют, вращая одно устройство относительно другого. Две части труб могут иметь резьбу, подходящую для их непосредственного соединения, или на одну трубу может быть установлен соединительный переходник, называемый соединительным фитингом, после чего вторую трубу соединяют с соединительным фитингом.

"Бурильный замок" представляет собой сужающийся и имеющий резьбу соединительный элемент трубы, который обычно изготавливают из специального стального сплава, в котором на конец одной трубы устанавливают штифт, а на конец другой трубы устанавливают коробку, снабженные резьбой (внешней и внутренней, соответственно). Обычно бурильные замки устанавливают на буровой трубе, но они могут быть установлены на рабочих колоннах и другом ТНС оборудовании; замки могут быть присоединены к концам труб сваркой трением.

"Верхний привод" представляет собой способ и оборудование для приведения буровой трубы во вращение от системы привода, установленной на тележке, которая может перемещаться вверх-вниз по штангам, присоединенным к мачте буровой установки. Верхний привод является предпочтительным средством управления колонной буровых труб, поскольку он обеспечивает одновременное вращение и возвратно-поступательное движение колонны и циркуляцию бурового раствора. Применение оборудования с верхним приводом при направленном бурении снижает риск заедания труб.

"Тюбинг" представляет собой трубы, установленные в скважине внутри обсадки, по которым текучая среда поднимается на поверхность.

"Клапан" представляет собой устройство, регулирующее скорость потока в промысловом трубопроводе. Существует множество типов клапанных устройств, которые включают запорный клапан, шиберный клапан, сферический клапан, шаровой клапан, игольчатый клапан и конический клапан. Управление клапанами может осуществляться вручную, удаленным способом или автоматически или их комбинацией. Характеристики клапана зависят от параметров уплотнения между прижимными механическими устройствами.

"Седло клапана" представляет собой статичную поверхность, на которую опирается динамическое уплотнение при перекрывании движения потока через клапан. Например, при перекрывании внутрискважинного клапана-отсекателя заслонка клапана прижимается к седлу клапана.

"Промывочная труба", применяемая при предотвращении поступления песка в скважину, представляет собой трубу меньшего диаметра, монтируемую внутри опорной колонны, после размещения фильтров в пластовом интервале. Промывочную трубу применяют для распределения цементного раствора, находящегося в кольцевом пространстве, по всему интервалу заканчивания, транспортировки обратного потока во время гравийной набивки и введения гравийной набивки в кольцевое пространство между фильтром и стволом скважины.

"Шайба" обычно представляет собой плоское кольцо, используемое для предотвращения протекания, распределения давления или герметизации соединения, размещаемое под головкой гайки или болта или возможно в резьбовом соединении другой детали, например, клапана. Шайбу можно рассматривать как рудиментарную форму муфты, диаметр которой больше ее осевого размера.

"Трос" представляет собой кабель, который используют для спуска-подъема инструментов и устройств в ствол скважины. Трос часто состоит из множества совестно скрученных более мелких волокон, но также может состоять из одного волокна или представлять собой "трос для работ в скважине". Трос обычно поставляют намотанным большие вороты, размещаемые на самоходных каротажных станциях, или в виде блок-коробов.

"Рабочие колонны" представляют собой соединенные куски труб, применяемые для работы в стволе скважины, например, перемещения каротажного инструмента, извлечения материалов из ствола скважины или цементных тампонажных работ.

"Покрытие" состоит из одного или более соседних слоев и всех соответствующих границ раздела. Покрытие может быть нанесено на материал основы тела, на покрытие из твердого сплава, нанесенное на материал основы, или на другое покрытие.

"Покрытие со сверхнизким коэффициентом трения" представляет собой покрытие, коэффициент трения которого составляет менее 0,15 в условиях измерения.

"Слой" представляет собой толщу материала, который может отвечать определенной функциональной цели, например, снижать коэффициент трения, повышать жесткость или представлять собой механическую основу для вышележащих слоев или защиту для нижележащих слоев.

"Слой со сверхнизким коэффициентом трения" представляет собой слой, обеспечивающий низкий коэффициент трения в покрытии со сверхнизким коэффициентом трения.

"Недифференцированный слой" представляет собой слой, состав, микроструктура, физические и механические свойства которого по существу постоянны по всей толщине слоя.

"Дифференцированный слой" представляет собой слой, в котором по меньшей мере одна составляющая, элемент, компонент или внутреннее свойство слоя изменяется по мере изменения толщины слоя или некоторой его части.

"Буферный слой" представляет собой слой, помещенный между двумя или более слоями со сверхнизким коэффициентом трения или между слоем со сверхнизким коэффициентом трения и промежуточным слоем или покрытием из твердого сплава. Покрытие со сверхнизким коэффициентом трения может включать один или более буферных слоев.

"Промежуточный слой" представляет собой слой, помещенный между внешней поверхностью материала основы тела или покрытием из твердого сплава и слоем, который мог быть другим промежуточным слоем, буферным слоем или слоем со сверхнизким коэффициентом трения. Таким образом, между другими слоями может быть помещен один или более промежуточных слоев.

"Покрытие из твердого сплава" представляет собой слой, помещенный между внешней поверхностью материала основы тела и промежуточным слоем (слоями), буферным слоем или покрытием со сверхнизким коэффициентом трения. Покрытие из твердого сплава применяют в нефтегазовой промышленности для предотвращения износа бурильных замков и обсадки.

"Граница раздела" представляет собой область перехода от одного слоя к другому слою, в которой один или более параметров состава и/или свойства составляющего материала изменяется на величину от 5% до 95% от значения, характеризующего каждое из соседних слоев.

"Нечеткая граница раздела" представляет собой границу раздела, включающую постепенное изменение параметров состава и/или свойства составляющего материала от одного слоя к соседнему слою. Например, нечеткая граница раздела может быть получена в результате поэтапной остановки нанесения первого слоя с одновременным постепенным началом нанесения второго слоя.

"Резкая граница раздела" представляет собой границу раздела, включающую резкое изменение параметров состава и/или свойства составляющего материала от одного слоя к соседнему слою. Например, резкая граница раздела мог быть получена в результате остановки нанесения первого слоя и последующим началом нанесения второго слоя.

(Примечание: Некоторые из приведенных выше определений взяты из публикации A Dictionary for the Petroleum Industry, Third Edition, The University of Texas at Austin, Petroleum Extension Service, 2001.)

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Все числовые значения, используемые в подробном описании и формул изобретения, означают "приблизительное" или "приближенное" значение указанного параметра и учитывают погрешности и неточности эксперимента, ожидаемые специалистом в данной области техники.

Перекомпоновка оборудования с целью установки в требуемых местах муфт, например, на участке контакта двух или более тел, позволяет применять предлагаемую методику снижения трения. Применение муфтовых элементов с покрытием позволяет изготавливать небольшие детали, которые могут быть легко введены в производственные устройства или камеру для нанесения покрытия, то есть повышает экономичность производства. Съемные муфты могут быть легко заменены в полевых условиях с помощью небольших компонентов, которые могут легко перемещаться между производством и расположением месторождения. Кроме того, с точки зрения выполнимости металлургических операций, выбор покрытий и материалов основы для рассматриваемых устройств может быть более широким, и устройства могут представлять собой не только основные несущие нагрузку элементы нефтегазодобывающих систем. Нанесение покрытий при повышенных температурах создает дополнительные проблемы при изготовлении, поскольку подобные операции могут отрицательно влиять на уже обработанные материалы.

Дополнительно и в альтернативном варианте для установки муфт может быть изменена конфигурация глубинного скважинного оборудования. Например, ориентация соединительных замков бурильной колонны или спусковой колонны может быть изменена таким образом, что во время присоединения бурильного замка на поверхности находится штифтовое соединение с внешней резьбой, а не коробка, имеющая внутреннюю резьбу. Такая перекомпоновка позволяет применять муфты, поскольку муфта не падает в скважины или на землю, если во время спускоподъемных операций соединение разъединяется. При такой конструкции не требуется нарезка муфтового элемента, описанная в патенте U.S. 7028788 ("Износостойкая муфта").

В одном из воплощений настоящего изобретения ось муфтового элемента может быть по существу параллельна оси цилиндра, на который его устанавливают. Муфтовый элемент может иметь одну или более степеней свободы или может быть зафиксирован на ближайшем теле (цилиндре или корпусе) с помощью подходящего крепежного устройства или геометрических средств, ограничивающих его перемещение. Обычно перемещение муфтового элемента ограничено в по меньшей мере осевом направлении ближайшего тела, либо элемент может ограниченно или свободно вращаться. Применение эллиптических или некруглых поперечных сечений на границе раздела между муфтой и ближайшим телом представляет собой одно из возможных средств ограничения вращения муфты относительно ближайшего тела. Применение штифтов, прорезей и других средств может быть использовано для фиксации муфты на ближайшем цилиндре с одной или более степенями свободы, и в случае применения текучих сред, находящихся при разном давлении, могут быть использованы уплотнительные элементы. Кроме того, муфтовый элемент может находиться внутри или снаружи от ближайшего тела, в зависимости от конкретных характеристик и применения муфтового устройства в нефтегазовом оборудовании.

Муфта может быть изготовлена из любого выдерживающего нагрузки материала, например, металлов, сплавов, керамики, металлокерамических сплавов, полимеров, стали любого типа (углеродистой стали, сплавов стали и нержавеющей стали любого типа), твердых металлов на основе WC и любой комбинации указанных материалов. Материал муфты может подвергаться локальным, поперечным нагрузкам, но обычно на муфту не действуют осевые нагрузки, превышающие нагрузки тела, на котором установлена муфта. Таким образом, к материалу и геометрии муфты не предъявляются те же требования прочности и жесткости, что и к материалу и геометрии тела. Это позволяет выбирать материал муфты на основе таких требований, как, например, тип покрытия и температура его обработки.

Согласно настоящему изобретению могут быть произведены аналогичные переоборудования другого газонефтяного оборудования, позволяющие применять муфты, на которые может быть нанесено покрытие из указанных выше материалов.

Настоящее изобретение относится к муфтовым устройствам с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах и способам изготовления и применения таких муфтовых устройств с покрытием. Покрытия, рассмотренные в настоящем описании, позволяют значительно улучшать характеристики различных устройств газонефтяной техники и операций, рассмотренных в настоящем описании. На Фиг.1 представлена общая схема системы эксплуатации газонефтяных скважин, для которой нанесение покрытий на некоторые муфтовые эксплуатационные устройства, рассматриваемые в настоящем описании, позволяет улучшать характеристики этих устройств. На Фиг.1А схематически представлена наземная буровая установка 10. На Фиг.1В схематически представлены буровые установки 10 для направленного бурения через песок 12, сланцы 14 и воду 16 в нефтеносные формации 18. На Фиг.1C и 1D схематически представлены эксплуатационные скважины 20 и нагнетательные скважины 22. На Фиг.IE схематически представлен перфоратор 24. На Фиг.1F схематически представлена гравийная набивка 26 и перфорированный хвостовик 28. Без потери общности можно утверждать, что разные покрытия согласно изобретению предпочтительно могут быть нанесены на разные эксплуатационные устройства, и для разных эксплуатационных устройств подходят разные типы муфт. В обобщенном описании эксплуатационных работ показаны возможные отрасли применения муфтовых устройств с покрытием в условиях действующих установок для уменьшения трения, износа, эрозии, коррозии и образования отложений.

Способ нанесения покрытий на муфтовые устройства, рассмотренные в настоящем описании, включает нанесение подходящего покрытия на часть внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или их комбинацию, которая подвергается действию трения, износа, коррозии, эрозии и/или образованию отложений. Покрытие наносят на по меньшей мере часть открытой поверхности муфты, контактирующей с другой твердой поверхностью или потоком текучей среды, причем: коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15; твердость по Виккерсу покрытия превышает 400; сопротивление износу муфтового устройства с покрытием по меньшей мере в 3 раза превышает сопротивление износу устройства без покрытия; и/или поверхностная энергия покрытия составляет менее 1 Дж/м2. Специалист в данной области техники может подобрать из описанных покрытий подходящее покрытие и сконструировать подходящий муфтовый элемент для конкретного применения, позволяющий максимально использовать технические и экономические преимущества изобретения.

В патентной заявке U.S. No. 12/660179, поданной 22 февраля 2010 г., содержание которой полностью включено в настоящее описание посредством ссылки, описано применение покрытий со сверхнизким коэффициентом трения, наносимых на муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах. В патентной заявке U.S. No. 12/583292, поданной 18 августа 2009 г., содержание которой полностью включено в настоящее описание посредством ссылки, описано применение покрытий со сверхнизким коэффициентом трения, наносимых на оборудование бурильных колонн, применяемых для бурения газонефтяных скважин. В патентной заявке U.S. No. 12/583302, поданной 18 августа 2009 г., содержание которой полностью включено в настоящее описание посредством ссылки, описано применение покрытий, наносимых на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

Оборудование бурильной колонны представляет собой один из примеров эксплуатационных устройств, где нанесение покрытий может привести к положительному эффекту. Геометрия работающего оборудования бурильной колонны представляет собой один из примеров класса устройств, включающих цилиндрическое тело. В случае бурильной штанги действительное оборудование бурильной колонны представляет собой внутренний цилиндр, находящийся в скользящем контакте с обсадкой или открытой скважиной, которая представляет собой внешний цилиндр. Эти устройства могут иметь разные радиусы и в альтернативном варианте могут быть описаны как тела, включающие множество соприкасающихся цилиндров с разными радиусами. Как указано ниже, в эксплуатационном оборудовании газонефтяных скважин имеется ряд цилиндрических тел, находящихся либо в скользящем контакте, обусловленном относительным перемещением, или в стационарном состоянии в контакте с потоками текучих сред. Покрытия согласно изобретению мог быть с успехом в каждом из указанных случаев для решения соответствующей проблемы; так, решение проблемы включает оценку степени воздействия контакта или потока, создающего трение, износ, эрозию, коррозию и образование отложений, оценку конструкции муфты, наиболее подходящей для конфигурации устройства, и нанесение на муфтовые элементы покрытий, максимально подходящих для изготовления улучшенного муфтового устройства с покрытием для газонефтяного оборудования, с помощью которого можно достичь максимального полезного эффекта.

Существует еще много примеров устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах, в которых применение муфтовых устройств с покрытием, рассмотренных во вводной части, было бы полезным; примеры таких устройств включают: стационарные муфтовые устройства, включающие муфтовые элементы с покрытием, имеющим низкий коэффициент трения при первоначальной установке, с покрытием, имеющим высокое сопротивление износу, коррозии и эрозии, препятствующим образованию отложений на внешней или внутренней поверхностях; и муфтовые подшипники, втулки и детали другой геометрической формы, в которых муфтовый элемент имеет покрытие, снижающее трение и износ и повышающее сопротивление коррозии и эрозии.

В каждом случае могут иметься первичные и вторичные причины для применения муфтовых устройств с покрытием с целью снижения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений. Одно устройство может включать более одного муфтового элемента, где разные элементы имеют разные покрытия, имеющие различные конструкции, соответствующие решаемой проблеме, выбранному способу нанесения покрытия на муфтовый элемент и экономическим соображениям, определяющим тип каждого покрытия. Вероятно, выбор окончательной конструкции муфтового элемента и типа наносимого покрытия может включать множество компромиссов и согласований.

Обзор применения муфтовых устройств с покрытием и получаемые полезные эффекты

При использовании различных операций и оборудования, применяемых при выполнении различных этапов подготовки скважины и добычи углеводородов из скважины, имеется несколько наиболее близких рассматриваемому решению применяемых конструкций. Эти решения могут включать использование разной геометрической формы тел, находящиеся в скользящем механическом контакте, и текучих сред, взаимодействующих с поверхностями твердых тел. Конструкции таких компонентов могут быть модифицированы для введения муфтовых элементов с покрытием для уменьшения трения, износа, эрозии, коррозии и образования отложений. После этого компоненты могут рассматриваться как "муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах". Несколько конкретных геометрических форм и примеров применения представлены ниже, но специалисту в данной области техники должен быть понятен широкий спектр применения муфтовых устройств с покрытием и то, что перечисленные примеры не ограничивают способы согласно изобретению, рассмотренные в настоящем описании.

А. Снабженные муфтой с покрытием цилиндрические тела, находящиеся в скользящем контакте, создаваемом относительным перемещением

Во всех операциях добычи нефти и газа обязательно присутствует ситуация, в которой два цилиндрических тела контактируют друг с другом, и при движении тел друг относительно друга возникает трение и износ. Тела могут включать множество цилиндрических секций, соприкасающихся, имеющих разные радиусы и размещенных коаксиально или не коаксиально. Конструкция компонента может быть адаптирована для размещения муфтового элемента на участке контакта между двумя цилиндрическими телами. Муфтовый элемент может иметь покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или некоторой их комбинации, позволяющей снижать трение и износ при контакте. Муфтовый элемент возможно может быть съемным и при необходимости впоследствии может быть отремонтирован или заменен подходящим образом.

Например, создание муфтового элемента для бурильных замков буровой трубы или спусковой колонны и покрытий для таких муфтовых элементов может стать эффективным средством снижения контактного трения между бурильной колонной и обсаженной или необсаженной скважиной. Для обсадной колонны, труб и колонны насосных штанг, соединительный фитинг для труб представляет собой муфтовый элемент, который может иметь покрытие, нанесенное на часть внутренней или внешней поверхности или их комбинацию. В другом примере применения, в плунжерных устройствах для механизированной эксплуатации скважин, конструкция инструмента может быть модифицирована и включать один или более муфтовый элемент с покрытием, охватывающий максимальный внешний диаметр устройства, для снижения износа и трения при контакте с насосно-компрессорной колонной.

Ниже приведены примеры подобного применения

Буровая труба может быть поднята или опущена в продольном направлении и может вращаться внутри обсаженной или необсаженной скважины. Сила трения и износ устройств повышаются по мере увеличения наклона скважины, по мере увеличения локальной кривизны ствола скважины, и по мере увеличения контактных нагрузок. Силы трения вызывают высокие крутящие моменты и натяжение при бурении, которым должна противодействовать установка и устройства бурильных колонн (см. Фиг.2). На Фиг.2А представлен изгиб оборудования 30 бурильной колонны при бурении направленной или горизонтальной скважины. На Фиг.2 В схематически представлена буровая труба 32 и бурильный замок 34 с резьбовым соединением 35. На этом изображении показан муфтовый 33 элемент с покрытием, надетый на штифтовое соединение. На Фиг.2С схематически представлен наконечник и оборудование 36 низа бурильной колонны. На Фиг.2D для демонстрации контакта, возникающего между двумя цилиндрическими телами, схематически представлена обсадка 38 и бурильный замок 39. Покрытия, снижающие трение, наносимые на муфтовые элементы, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть использованы для снижения трения и износа между двумя компонентами, поскольку бурильный замок 39 вращается внутри обсадки 38, а также для снижения крутящего момента, требуемого для поворота бурильного замка 39 при бурении боковых скважин.

Устройства оборудования низа бурильной колонны (ОНБК) расположены ниже буровой трубы на оборудовании бурильной колонны и могут подвергаться аналогичному трению и износу, и, таким образом, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут уменьшать влияние этих механических проблем (см. Фиг.3). В частности, нанесение покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, на устройства ОНБК может снижать трение и износ на участках контакта с открытой скважиной и увеличивать срок службы инструментов. Низкая поверхностная энергия покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, также может препятствовать прилипанию осколков формации к инструментам, а также повышать коррозионную и эрозионную стойкость. Это также может снижать тенденцию к прихвату под действием перепада давлений. На Фиг.3А схематически представлены фрезы 40, используемые в устройствах оборудования низа бурильной колонны. На Фиг.3 В схематически представлен наконечник 41 и разбуриватель 42, используемые в устройствах оборудования низа бурильной колонны. На Фиг.3C схематически представлен расширитель 44, используемый в устройствах оборудования низа бурильной колонны. На этом изображении показаны муфтовые элементы 43 с покрытием. На Фиг.3D схематически представлены стабилизаторы 46, используемые в устройствах оборудования низа бурильной колонны. На Фиг.3Е схематически представлены втулки 48, используемые в устройствах оборудования низа бурильной колонны.

Перемещаясь во время буровых работ внутри систем морских водоотделяющих колонн, бурильные колонны могут приводить к износу водоотделяющих колонн. Покрытия могут снижать последствия вибраций водоотделяющих колонн, вызываемых океаническими течениями и препятствовать нарастанию морских организмов, что также снижает напряжения, вызываемое течениями. На Фиг.4 представлено применение покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, нанесенных на внешнюю часть 50 колонны водоотделяющих труб, для снижения трения и вибраций, вызываемых океаническими течениями. Кроме того, нанесение покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, на муфтовые внутренние втулки 52 и другие участки контакта, которые могут быть защищены муфтовыми устройствами с покрытием, может быть использовано для снижения трения и износа. Муфтовые элементы 53 с покрытием, показанные на этом изображении, адаптированы для использования при соединении водоотделяющих колонн.

Плунжерные подъемники извлекают из скважины воду, перемещаясь вверх-вниз внутри насосно-компрессорной колонны. Как наружная поверхность плунжерного подъемника, так и внутренняя поверхность трубы может подвергаться износу, что снижает эффективность плунжерного подъемника по мере изнашивания в результате контактного трения. Уменьшение трения позволяет повысить максимально допустимые отклонения при работе плунжерного подъемника и расширить область его применения. Снижение износа труб и плунжерного подъемника позволяет увеличить продолжительность работы без обслуживания. С точки зрения проведения работ, снижение износа внутренней поверхности труб очень желательно. Кроме того, нанесение покрытия на внутреннюю поверхность плунжерного подъемника может быть полезным. На внешней стороне плунжерного подъемника могут быть закреплены муфтовые элементы с покрытием, так чтобы внешний диаметр муфтовых элементов был практически равен внутреннему диаметру трубы, в которой работает устройство, в пределах некоторого допуска, позволяющего плунжеру скользить внутри насосно-компрессорной колонны. В зависимости от конструкции плунжерного подъемника, замена этих муфтовых элементов может быть произведена в полевых условиях, и работа инструмента возобновлена. В альтернативном варианте для снижения трения и износа на всю поверхность плунжерного подъемника может быть нанесено покрытие. При нахождении подъемника в перепускающем состоянии, текучая среда с большей легкостью протекает через инструмент более за счет снижения сопротивления потоку, обусловленного покрытиями на внутренних частях инструмента, что позволяет быстрее выполнять спуск инструмента.

Скользящие муфты заканчивания могут перемещаться в осевом направлении, например, при перемещении колтюбинга, которое передвигает цилиндрическую муфту вверх или вниз относительно корпуса инструмента, который также может иметь цилиндрическую форму. Такие муфты подвергаются истиранию, износу, эрозии, коррозии и заеданию в результате воздействия материалов формации и образования накипи и отложений. Нанесение покрытий на участки муфтовых элементов обеспечивает их перемещение внутри системы скользящих муфт и исключает застревание скользящих муфтовых устройств в процессе перемещения.

Для перекачивания нефти на поверхность из скважин низкого давления в станках-качалках устанавливают насосные штанги и трубы Corod™, которые также могут быть использованы для откачивания воды из газовых скважин. Поскольку штанги постоянно перемещаются относительно насосно-компрессорных колонн, движение сопровождается непрерывным трением и износом. Уменьшение трения позволяет применять станки-качалки меньших размеров и снижать энергетические затраты на операции перекачивания в скважине (см. Фиг.5). На Фиг.5А показаны муфты с покрытием, рассматриваемые в настоящем описании, которые могут быть использованы на участках контакта штанговых перекачивающих устройств, неограничивающие примеры которых включают: соединительные фитинги насосных штанг, которые представляют собой муфтовые устройства, присоединенные к насосной штанге 62, направляющую 60 насосной штанги, насосную штангу 62, тюбинговый пакер 64, глубинный скважинный насос 66 и перфорационные устройства 68. На Фиг.5В показано применение покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, которые могут быть нанесены на зажим 70 полированного штока и полированный шток 72 для получения гладкой надежной поверхности и герметичного уплотнения. Муфтовый элемент 71 с покрытием установлен на герметизирующем устройстве насосной штанги и обеспечивает герметичное уплотнение с низки коэффициентом трения. На Фиг.5С схематически представлена насосная штанга 62, где покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть использованы для предотвращения истирания и износа резьбовых соединений 74. Соединительный фитинг 73 насосной штанги может представлять собой муфтовый элемент с покрытием или может иметь конструкцию, позволяющую использовать его совместно с внешней муфтой, имеющей покрытие, для получения гладкой надежной поверхности контакта с насосно-компрессорной колонной, в которой он совершает возвратно-поступательные движения.

Муфтовые устройства в поршнях и/или гильзах поршней насосов для перекачивания буровых растворов, устанавливаемых на буровых установках, и насосов для интенсификации притока текучих сред, используемых при стимуляции скважин, могут иметь покрытия для снижения трения и износа, улучшающие характеристики насоса и увеличивающие срок службы устройств. Поскольку определенное оборудование применяют для перекачивания кислот, муфтовые гильзы с покрытием также могут снижать вероятность коррозионного и эрозионного повреждения таких устройств.

Расширяемые трубы обычно спускают в скважину на подвесном сборном устройстве и затем расширяют, пропуская через трубу сердечник. Нанесение на поверхность сердечника покрытия может значительно снизить нагрузку на сердечник и применять расширяемые трубы в скважинах с большим наклоном или с большими коэффициентами расширения, чем обычно. Сердечник может быть изготовлен с возможностью монтажа муфтовых устройств с покрытием на участках, где развиваются наибольшие контактные напряжения. Если такие муфты с покрытием изготавливают съемными, то их можно заменять в полевых условиях и их использование может продлить срок службы сердечника. Значительное снижение трения может повысить скорость и эффективность проведения операции расширения. Сердечник представляет собой сужающийся цилиндр и может рассматриваться как конструкция, включающая соприкасающиеся цилиндры различного радиуса; в альтернативном варианте сужающийся сердечник может рассматриваться как конструкция сложной формы.

Для снижения сопротивления потоку и повышения коррозионной/эрозионной стойкости, на внутренние части линий регулирования и трубопроводов может быть нанесено покрытие. Спуск стекловолокна по трубопроводам и поворотным переводникам, имеющим внутреннее покрытие, может осуществляться при пониженном сопротивлении.

Инструменты, находящиеся в стволе скважины, обычно представляют собой цилиндрические тела или тела, состоящие из смежных цилиндров разных радиусов, которые перемещаются внутри обсадки, труб и необсаженных скважин на тросах или жестких трубах. По мере увеличения наклона ствола скважины или локальной кривизны ствола скважины повышается сопротивление трения, что делает перемещение таких инструментов на тросах ненадежным. Муфтовые устройства с покрытием, установленные на поверхностях контакта, могут обеспечить надежную работу таких инструментов при перемещении на тросах при более высоких углах наклона или уменьшать усилие, требуемое для спуска инструментов по горизонтальной скважине с применением колтюбинга, буксировочных устройств или толкающих устройств. Неограничивающие примеры таких инструментов включают: каротажные инструменты, перфораторы и пакеры (см. Фиг.6). Как показано на Фиг.6А, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены для снижения трения и износа при спуске в необсаженную скважину 82 или обсаженную скважину (не показана) на внешние поверхности кавернометров 80. На компоненты с максимальным диаметром 83 могут быть установлены муфты с покрытием, имеющим низкий коэффициент трения, позволяющие вводить инструмент в скважину с меньшим сопротивлением и износом. Как показано на Фиг.6В, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены на внешние муфтовые поверхности 85 акустических каротажных зондов 84, неограничивающие примеры которых включают: передатчик 86 сигнала и приемник 88 сигнала, для снижения трения и износа при контакте с обсадкой 90 или в необсаженной скважине. Как показано на Фиг.6С и 6D, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены на внешние муфтовые поверхности 93 с покрытием у пакеров 92 и на муфты 95 перфоратора 94 для снижения трения и износа при контакте с необсаженной скважиной. Низкая поверхностная энергия покрытий препятствует прилипанию фрагментов формации к инструментам и повышает их коррозионную и эрозионную стойкость.

Трос представляет собой тонкое цилиндрическое тело, перемещающееся внутри обсадки, труб и необсаженной скважины. При более подробном рассмотрении, каждое волокно троса представляет собой цилиндр, а перекрученные волокна образуют пучок некоаксиальных цилиндров, которые совместно составляют цилиндрический трос. На участках контакта троса со стволом скважины возникают силы трения и, таким образом, нанесение на трос покрытия с низким коэффициентом трения снижает трение и износ в рабочих условиях. Покрытия с низким коэффициентом трения могут улучшать характеристики плетеных тросов, многопроводных, однопроводных тросов и тросовых канатов (см. Фиг.7). Как показано на Фиг.7А, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены на талевый канат 100 нанесением на проволоку 102, отдельные пучки 104 проволоки или пачку 106 пучков. Для спуска и подъема каротажных инструментов на тросе 100 в обсаженную скважину, трубу и необсаженную скважину может быть использован шкив 108, показанный на Фиг.7В. На участках блока и подшипников, подвергающихся нагрузкам и износу, обусловленному трением, шкив может включать муфты с покрытием.

Центраторы обсадных колонн и контактные кольца скважинных инструментов представляют собой муфтовые устройства, которые могут иметь покрытие, снижающее сопротивление трению при спуске-подъеме этих устройств в стволе скважины и перемещении на глубине скважины, в частности, в стволах наклонных скважин.

В. По существу стационарные цилиндрические тела с покрытиями Муфтовые детали с покрытием часто устанавливают на различных внешних, внутренних или и внешних, и внутренних частях цилиндрических тел (например, труб или модифицированных труб), в основном, для снижения эрозии, коррозии и повышения сопротивления износу, а также для снижения трения при действии текучей среды. Цилиндрические тела могут быть коаксиальными, соприкасающимися, некоаксиальными, несоприкасающимися или включать любую указанную комбинацию, а муфты могут быть установлены вблизи внутренней или внешней поверхности цилиндрического тела. В рабочих условиях цилиндрические муфтовые устройства с покрытием могут быть по существу стационарными в течение долгого времени; несмотря на это, вторичный полезный эффект применения муфт с покрытием может быть получен за счет снижения истирающих нагрузок, возникающих во время установки эксплуатационных устройств.

Ниже приведены примеры подобного применения

Перфорированные опорные трубы, опорные трубы с прорезями или опорные трубы фильтров, предназначенные для предотвращения поступления песка в скважину, часто подвергаются эрозии и коррозии при проведении операций заканчивания и обработки для интенсификации притока (например, гравийной набивки или ГРП с применением расклинивающего материала), а также во время эксплуатации скважины. Например, покрытия, получаемые способом согласно изобретению, позволяют применять инструменты с большим внутренним диаметром, пропускающие большие потоки и снижающие перепад давления текучей среды по сравнению с относительно более толстыми полимерными покрытиями. В другом примере производственные коррозионные текучие среды могут воздействовать на материалы, с течением времени вызывая потери материала. Кроме того, высокопродуктивные пластовые интервалы могут выделять текучие среды со скоростями, достаточными для эрозионного воздействия. Текучие среды также могут переносить твердые частицы, например, мелкие фракции или формационный песок, которые могут нарушать работу устройств заканчивания. Кроме того, на оборудовании заканчивания, например, опорных трубах, могут образовываться отложения асфальтенов, парафинов, минеральных отложений и гидратов. В этих случаях полезным эффектом наличия покрытий может стать снижение трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений (см. Фиг.8). Некоторые покрытия для фильтров были описаны в патенте U.S. 6742586 В2. Согласно этому патенту, снижение трения и износа при применении муфтовых устройств с покрытием облегчает установку устройств, предотвращающих поступление песка в скважину. Муфтовые устройства с покрытием также могут использоваться в качестве "предохранительных патрубков" в тех случаях, когда воздействие песка и частиц расклинивающего материала, движущихся с высокими скоростями, вызывает уменьшение полезного срока службы материалов противопесочного фильтра.

Для уменьшения эрозии и сопротивления потоку на внутренние, внешние или обе поверхности промывочных труб, трубных ответвителей и инструментов для технического обслуживания, применяемых для гравийной набивки, может быть нанесено покрытие. Через такие устройства с высокой скоростью прокачивают текучие среды, содержащие захваченные твердые частицы, используемые для гравийной набивки. Для защиты основного корпуса устройства от эрозии под действием потоков, несущих песок и расклинивающий материал, на конкретных участках таких инструментов могут быть установлены муфтовые устройства.

Для повышения эффективности сопротивления предохранительных патрубков эрозионному действию текучих сред и твердых веществ, движущихся с высокой скоростью, на них может быть нанесено покрытие. Муфтовые устройства могут быть установлены на определенных участках предохранительных патрубков, там, где ожидается наибольший износ.

Для уменьшения трения и повышения сопротивления коррозии и эрозии, покрытие может быть нанесено на тонкие металлические сетки. Покрытие может быть нанесено на отдельные цилиндрические волокна перед плетением или на всю сетку после плетения, или использованы оба этих способа или их комбинация. Фильтр может рассматриваться как тело, включающее множество цилиндров. Для создания покрытия на всей поверхности и проволоки, проволочные жилы могут быть протянуты через устройство для нанесения покрытия. Неограничивающие примеры устройств, на которые наносят покрытия, включают: противопесочные фильтры, расположенные внутри интервалов заканчивания, фильтры заканчивания Mazeflo, спеченные фильтры, проволочные фильтры, фильтры с регенерацией механическим встряхиванием для контроля содержания твердой фазы и другие фильтры, используемые в устройствах для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Покрытие может быть нанесено на по меньшей мере часть фильтрующего средства, опорную трубу фильтр или на обе эти детали (см. Фиг.8). На Фиг.8 представлен пример применения покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, нанесенных на фильтры и опорную трубу. В частности, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены на щелевой хвостовик 110 фильтра, а также на опорную трубу 112, как показано на Фиг.8А и 8В, для предотвращения эрозии, коррозии и образования отложений. На увеличенном фрагменте на Фиг.8А показан муфтовый элемент 111 с покрытием, надеваемый на фильтр, позволяющий фильтру опускаться на глубину скважины при пониженном сопротивлении трения. Покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, также могут быть нанесены на фильтры вибрационного сита 114 для очистки бурового раствора, находящегося в оборудовании для контроля содержания твердой фазы, показанного на Фиг.8С.Муфтовые устройства с покрытием могут быть использованы различными описанными способами в перечисленных устройствах, для снижения трения при контакте со стволом скважины во время монтажа и для снижения эрозионных повреждений, обусловленных воздействием потоков, содержащих песок и расклинивающий материал, при стимуляции и во время добычи, в определенных участках, где установлены муфты.

Муфтовые устройства с покрытием позволяют предъявлять пониженные требования к твердости материалов и снижать воздействие коррозии и эрозии на определенные устройства и компонент, что позволяет использовать более дешевые материалы по сравнению со стеллитом, карбидом вольфрама, MP35N, высоколегированными сплавами и другими дорогостоящими материалами, используемыми для тех же целей.

С. Пластины, диски и тела сложной геометрической формы

Множество применяемых муфтовых устройств с покрытием могут рассматриваться как нецилиндрические тела, например, пластины и диски или тела более сложной геометрической формы. Один из примеров применения диска представляет собой шайбу, которая, для снижения трения во время работы устройства, может иметь покрытие на одной или обеих сторонах. Полезный эффект покрытия состоит в снижении трения скользящего контакта и износа при относительном перемещении относительно других устройств или в возможном снижении эрозии, коррозии и образования отложений при взаимодействии с потоками текучих сред, или, во многих случаях, при сочетании указанных эффектов. В случаях, описанных ниже, применение покрытий оказывается полезным.

Ниже приведены примеры подобного применения

Применение деталей с покрытием, например, муфт и шайб для снижения трения, эрозии, коррозии и повреждения в результате образования отложений в штуцерах, клапанах, седлах клапанов, уплотнениях, шаровых клапанах, устройствах контроля проявлений в процессе бурения, клапанах в скважинах с компьютеризированным управлением и кольцевых отсекающих клапанах может быть полезным. Многие из этих устройств используются в оборудовании устья скважины (см. Фиг.9 и 10). В частности, как показано на Фиг.9А, 9В, 9С, 9D и 9Е, для повышения сопротивления трению, эрозии и коррозии компонентов, движущихся с высокой скоростью, в клапанах 113, противовыбросовых превенторах 115, устьевом оборудовании 114, нижних шаровых клапанах ведущей штанги 116 и газлифтных клапанах 118 могут быть установлены муфты с покрытием и шайбы 117 с покрытием, рассматриваемые в настоящем описании; кроме того, гладкие поверхности устройств с покрытием повышают герметичность уплотнений. Как показано на Фиг.9Е, муфты 119 с покрытием могут быть использованы для облегчения ввода газлифтных устройств в боковой карман и создания герметичного уплотнения. Кроме того, как показано на Фиг.10А, 10В и 10С, штуцеры 120, диафрагмовые расходомеры 122 и турбинные расходомеры 124 могут включать ограничители потока и другие компоненты (т.е. крыльчатки и роторы), в которых для дополнительного повышения сопротивления трению, эрозии и коррозии могут быть установлены муфты с покрытием и шайбы 123 с покрытием, рассматриваемые в настоящем описании. Другие поверхности тех же эксплуатационных устройств могут быть защищены муфтами и шайбами с покрытием, снижающими трении и износ, и при этом на разные части эксплуатационных устройств могут быть нанесены одинаковые или разные покрытия.

Полезный эффект может быть получен при включении муфт и шайб, имеющих покрытия с низким коэффициентом трения, в седла, ниппели, клапаны, боковые карманы, сердечники, клинья пакеров, замки пакеров и т.д.

Внутрискважинные клапаны-отсекатели применяют для регулирования потоков в случае возможной потери герметизации на поверхности. Такие клапаны обычно используют в морских скважинах для улучшения герметичности установки, и их использование часто регулируется техническими требованиями. Повышение надежности и эффективности внутрискважинных клапанов-отсекателей повышает герметичность установки и снижает вероятность проведения дорогостоящих ремонтных работ, если испытания клапана оказались неудачными. По этой причине, повышение герметичности, сопротивления эрозии, коррозии и образованию отложений, снижение трения и износа в движущихся частях клапанов чрезвычайно желательно. Применение муфт и шайб с покрытием во внутрискважинных клапанах-отсекателях может повысить их надежность и привести к получению полезных эффектов, описанных выше.

Для ввода текучих сред в насосно-компрессорных колоннах обычно используют газлифтные клапаны и клапаны ввода химикатов, и для улучшения характеристик таких устройств на их детали часто наносят покрытия. Газлифт применяют для снижения перепада гидростатического давления и усиления притока из скважины, а химические вещества вводят, например, для предотвращения образования в скважине гидратов или минеральных отложений, затрудняющих течение потока. Применение муфт и шайб с покрытием в газлифтных клапанах и клапанах ввода химикатов может повысить их надежность и привести к получению полезных эффектов, описанных выше.

На внутренние поверхности угловых штуцеров, разветвителей и соединительных фитингов могут быть нанесены покрытия для снижения трения текучей среды и предотвращения образования минеральных отложений и осадков. Муфтовые устройства с покрытием могут быть установлены на указанные устройства в определенных участках, где высока вероятность эрозии, например, на сгибах, патрубках, в разветвителях и других участках смешивания текучих сред и воздействия на стенки захваченных твердых частиц.

Покрытие может быть нанесено на шарикоподшипники, подшипники скольжения или опорные подшипники вращающегося оборудования для придания им низкого коэффициента трения и высокого сопротивления износу, что увеличивает срок службы подшипниковых устройств.

Муфтовые устройства с покрытием могут быть установлены на защитные втулки для снижения трения и износа и повышения эффективности.

Муфтовые устройства с покрытием могут быть включены в динамические уплотнения металл-металл для повышения эффективности или с целью замены эластомерных материалов в узлах, включающих уплотнение, работающее при возвратно-поступательном и/или вращательном движении.

Насосы Moyno™ и винтовые насосы кавитационного типа включают ротор с лопастями, вращающийся внутри зафиксированного статора. Введение в эти компоненты муфтовых устройств с покрытием позволит улучшить их работу и повысить эффективность перекачивания и долговечность устройств.

Крыльчатки и статоры вращающегося насосного оборудования могут включать муфтовые устройства с покрытием, повышающие сопротивление эрозии и износу и повышающие долговечность оборудования, если в потоке могут находиться мелкие твердые частицы. Такие устройства включают погружные насосы.

Установка муфтовых устройств с покрытием в центрифужные устройства, регулирующие содержания твердой фазы в буровых растворах, повышает эффективность таких устройств посредством предотвращения закупоривания разгрузочного отверстия центрифуги. Использование муфтовых элементов с покрытием в центрифугах повышает их сопротивление эрозии, т.е. увеличивает срок службы устройства.

Пружины с покрытием, устанавливаемые в инструментах, могут снижать трение при контакте и увеличивать срок безотказной службы. Пример устройств включают отсекающие клапаны, газлифтные клапаны, амортизирующие переводники и ясы.

Муфтовые устройства с покрытием могут быть установлены на каротажных инструментах для облегчения операций, включающих установку кронштейнов, труб для отбора керна, емкостей для отбора текучих сред и других устройств в ствол скважины. Если на устройства, выпускаемые и вновь захватываемые инструментом, нанесены покрытия, эти устройства могут в меньшей степени застревать в скважине из-за трения и воздействия твердых отложений.

Полезный эффект может быть получен при установке на ловильном оборудовании (неограничивающие примеры которого включают промывочную трубу, плашки ловильного инструмента и овершот) муфт с покрытием, для облегчения защелкивания и извлечения отсоединившейся детали оборудования или упущенного предмета из ствола скважины. Покрытие с низким коэффициентом трения на внутренней поверхности муфты может облегчить введение инструментов в промывочную трубу, а нанесение твердого покрытия на муфту зацепного ловильного инструмента может улучшить захват инструмента (см. Фиг.11). В частности, как показано на Фиг.11А, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, можно применять для промывочной трубы 130, соединительных муфт 132 промывочных труб, башмачных фрез 134 и ловильных устройств для снижения трения при извлечении ловильного инструмента 136 из промывочной колонны. Для ввода ловильного инструмента в промывочную трубу может быть использована сужающаяся муфта 133 с покрытием. Кроме того, как показано на Фиг.11В, для обеспечения твердости материала захватывающего устройства, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены на муфты 138 плашки ловильного инструмента.

D. Резьбовые соединения

Высокопрочные материалы труб и специальные сплавы, применяемые в оборудовании для эксплуатации нефтяных месторождений, могут подвергаться истиранию, и нанесение покрытий на резьбовые соединения может улучшать их параметры, например, снижать трение и повышать твердость поверхности при закручивании, что позволяет повторно использовать трубы и соединения. Не прибегая к повторной нарезке. Покрытия позволяют улучшать герметизирующие характеристики соединений, то есть использовать более высокие контактные напряжения, и снижать риск истирания резьбы.

На резьбу штифтов и/или коробок обсадных колонн, труб, буровых труб, утяжеленных бурильных труб, рабочих колонн, поверхностных промысловых трубопроводов, трубопроводов обработки для интенсификации притока, на резьбу, применяемую для соединения скважинного инструмента, морских водоотделяющих колонн и другие резьбовые соединения, имеющиеся в эксплуатационном оборудовании, могут быть нанесены покрытия с низким коэффициентом трения, рассматриваемые в настоящем описании. Покрытие может быть нанесено на резьбу отдельно или в комбинации с имеющимися в настоящее время методиками получения соединений с облегченным завинчиванием и повышенным сопротивлением к истиранию, которые включают дробеструйную очистку и холодную прокатку и возможно, но менее вероятно, обработку резьбы химикатами или лазерную очистку (см. Фиг.12). Как показано на Фиг.12А, на штифт 150 и/или коробку 152 может быть нанесено покрытие, рассматриваемое в настоящем описании. Как показано на Фиг.12В, на резьбу 154 и/или упорный уступ 156 может быть нанесено покрытие, рассматриваемое в настоящем описании. На соединительном штифте изображены муфтовые элементы 153 с покрытием. Как показано на Фиг.12С, на резьбовые соединения (не показаны) труб 158, имеющих резьбу, могут быть нанесены покрытия, рассматриваемые в настоящем описании. Как показано на Фиг.12D, истирание 159 резьбы 154 могло бы быть предотвращено, если бы на резьбу было нанесено покрытие, рассматриваемое в настоящем описании. В этом случае покрытия могут быть нанесены на одну или более резьбу комплектов резьбового соединения.

Е. Пример конфигурации муфты, применяемой в бурильном оборудовании

При наращивании или укорачивании бурильной колонны во время бурения, куски буровой трубы скручивают и откручивают. В некоторых современных буровых установках для этой операции, называемой "операцией наращивания", используют автоматическое оборудование. Как показано на Фиг.13А, в пол буровой установки или стол бурового ротора 173 устанавливают клинья 171, удерживающие бурильную колонну 175, трубу отвинчивают и соединение "разъединяют". Отвинченная труба, удерживаемая подъемниками установки, может быть добавлена к колонне, если трубу опускают в скважину, или извлечена, если труб поднимают из скважины. Как показано на Фиг.13А, соединение 177, удерживаемое клиньями, представляет собой соединение бурильного замка.

На Фиг.13В показан муфтовый элемент 181 с покрытием на штифте 179 соединения, имеющий стандартную конструкцию где "штифтовая часть соединения направлена вниз". Следует отметить, что вектор 180 силы тяжести направлен вниз. Понятно, что если муфта не закреплена каким-либо образом, при разъеме соединения и извлечении отделенной трубы муфта может падать на землю или проваливаться в скважину. В патенте U.S. 7028788, Strand, средство решения этой проблемы включает получение на муфте и штифтовом соединении резьбы, так что муфта остается закрепленной на штифте во время разъема и завинчивания соединения.

Понятно, что при бурении в муфтовой системе, имеющей резьбу, описанную в патенте U.S. 7028788, резьба будет подвергаться действию окружения буровой трубы, формации и буровых растворов. Это может приводить к повреждению резьбы или засорению витков резьбы материалом формации. Кроме того, нарезка как муфты, так и штифта приводит к дополнительным производственным и ремонтным затратам. При повреждении резьбы муфты или штифтового соединения, перед повторным введением в эксплуатацию соответствующая деталь оборудования должна быть отремонтирована.

Один из альтернативных способов включает применение конфигурации, где "штифтовая часть соединения направлена вверх", показанной на Фиг.13С. Если штифт 179 направлен вверх, то муфта 181 может быть надета на штифт непосредственно при получении соединения, и при разъеме соединения муфта остается на месте. На изображении вектор 180 силы тяжести направлен вниз. Возможно, если необходимо, чтобы муфта не вращалась относительно буровой трубы, но при этом не использовались альтернативные средства ее крепления, то неограничивающие примеры средств, предотвращающих такое вращение муфты, включают ключ или прорезь или, возможно, эллиптическую форму внутреннего сечения муфты и сечение соответствующей формы у штифтового соединения. Кроме того, при наличии разности давлений текучих сред или для обеспечения герметизации могут быть использованы уплотнительные элементы.

На Фиг.13D в увеличенном виде представлена муфта с эллиптической формой внутреннего сечения. Внешняя поверхность муфты 183 и внутренняя поверхность 188 штифтового соединения имеют круглую форму поперечного сечения. Резьба нанесена на сужающуюся коническую часть штифта, как обычно. Тем не менее, на участке штифта, подвергающемся низким напряжениям, находящемся выше резьбы, штифт имеет эллиптическое поперечное сечение 186, размеры которого, при условии наличия подходящих допусков, совпадают с размерами внутреннего поперечного сечения 184 муфты, что позволяет навинчивать муфту на резьбу штифта. Для обеспечения достаточной прочности материала муфты следует провести тщательный анализ, так чтобы при ожидаемых крутящих нагрузках муфта не деформировалась, и чтобы штифт обладал достаточной прочностью. Обычно удаление материала до получения конуса не влияет на прочность штифта. Если труба будет поворачиваться только в одном направлении, может быть использован асимметричный профиль; настоящее изобретения также включает применение других альтернативных форм поперечного сечения.

Изобретение включает применение альтернативных средств присоединения муфт к бурильным замкам, применение соединительного штифта или соединительной коробки или других совмещенных участков буровых труб, не противоречащее основной концепции применения при бурении муфтовых элементов с покрытием, включающим усовершенствованные материалы с низким коэффициентом трения.

Условия бурения, использование и полезные эффекты

Подробное рассмотрение одного из важных аспектов операций добычи, а именно, бурения, позволит выделить некоторые проблемы и возможности эффективного применения муфтовых устройств с покрытием в оборудовании для эксплуатации скважин.

Бурение глубоких скважин для исследования и добычи газа и нефти осуществляют с помощью системы роторного бурения, высекающей ствол скважины с помощью породоразрушающего инструмента, т.е. бурового наконечника. Крутящий момент, приводящий в движение наконечник, часто генерируется на поверхности двигателем с механической коробкой передач. При переключении передач двигатель приводит в движение стол бурового ротора или установку верхнего привода. Средством передачи энергии с поверхности к буровому наконечнику является бурильная колонна, в основном состоящая из буровых труб. Самая нижняя часть бурильной колонны представляет собой компоновку низа бурильной колонны (сокращенно ОНБК), состоящую из наконечника, утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов, измерительных инструментов, расширителей основания скважины, двигателей и других устройств, известных специалистам в данной области техники. Комбинация бурильной колонны и оборудования низа бурильной колонны в настоящем описании называется оборудованием бурильной колонны. В альтернативном варианте вместо бурильной колонны может быть установлен колтюбинг, и комбинация колтюбинга и оборудования низа бурильной колонны в настоящем описании называется оборудованием бурильной колонны. В другой конфигурации, породоразрушающие элементы вблизи нижнего конца обсадной колонны включают систему "бурения обсадными трубами". Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, рассматриваемые в настоящем описании, значительно улучшают работу бурового глубинного скважинного оборудования.

Современная технология наклонно направленного бурения позволяет бурить множество боковых стволов скважины от одного исходного ствола. Это означает, что при бурении можно достичь больших глубин и применять технологию наклонно направленного бурения, например, с помощью роторно-управляемых систем (сокращенно РУС). Несмотря на значительные преимущества в стоимости и логистике, такие операции могут вызывать повышенный износ бурильных и обсадных колонн. В некоторых случаях направленного бурения или бурения с расширенным радиусом охвата, степень отклонения от вертикали, т.е. наклон (угол отклонения от вертикали), может составлять до 90°, что обычно называется горизонтальным бурением скважин. При выполнении буровых работ, компоновка бурильной колонны имеет тенденцию опираться на боковую сторону ствола скважины или обсадки скважины. В случае наклонно направленного бурения скважин эта тенденция сильно возрастает из-за действия силы тяжести. По мере увеличения длины бурильной колонны и/или степени ее отклонения от вертикали, также повышается интенсивность трения, создаваемого при вращении оборудования бурильной колонны. Вращение оборудования бурильной колонны в условиях повышенного трения требует приложения дополнительной мощности. В результате, трение и износ снижают эффективность бурения. Измеряемая глубина, достигаемая в этих ситуациях, ограничена доступной величиной крутящего момента буровой установки и пределом сопротивления кручению бурильной колонны. Таким образом, имеется необходимость создания более эффективных способов продления сроков службы оборудования и буровых мощностей на существующих установках и приводных механизмов для расширения зоны охвата при наклонном бурении.

Глубинное буровое окружение, в частности, в твердых породах, заставляет оборудование бурильной колонны сильно вибрировать, что может вызывать снижение скорости проходки бурового наконечника и преждевременное разрушение оборудования в глубине скважины. Оборудование бурильной колонны испытывает осевые, вращательные и боковые вибрации или, как правило, комбинацию перечисленных трех основных видов вибрации, то есть, испытывает комбинированные вибрации. Применение муфтовых устройств с покрытием, рассматриваемых в настоящем описании, позволяет снижать требуемое крутящее усилие при бурении, а также повышать стабильность при вращательной вибрации, включающей вибрации прилипания-проскальзывания (неравномерного вращения) бурильной колонны и оборудования низа бурильной колонны. Снижение крутящего момента, требуемого для работы бурильной колонны, может позволить оператору буровой бурить скважины при более высоких скоростях проходки (СК), чем с помощью традиционного бурового оборудования. Установка муфтовых устройств с покрытием на бурильных колоннах, рассматриваемая в настоящем описании, может предотвращать или замедлять смятие бурильной колонны, включающее спиралевидное смятие, и может предотвращать вызываемые вибрацией разрушения оборудования бурильной колонны и, таким образом, снижать продолжительность простоя при буровых работах.

Бурильная колонна включает одно или более устройств, выбранных из буровых труб, бурильных замков, труб-переходников между бурильной колонной и оборудованием низа бурильной колонны, включая бурильные замки, утяжеленных буровых труб, включающих бурильные замки и износные накладки и их комбинаций. Оборудование низа бурильной колонны включает одно или более устройств, неограничивающие примеры которых включают: стабилизаторы, стабилизаторы переменного калибра, обратные расширители, утяжеленные бурильные трубы, гибкие утяжеленные бурильные трубы, роторно-управляемые инструменты, шарошечные расширители, амортизирующие переводники, забойные двигатели, инструменты для каротажных работ во время бурения (LWD), инструменты для измерений во время бурения (MWD), инструменты для отбора керна, расширители основания скважины, разбуриватели, центраторы, турбины, искривленные переходники, забойные двигатели для наклонно направленного бурения, бурильные ясы, ясы с ускорительным механизмом, переводники, выбивные ясы, инструменты, снижающие крутящий момент, переводники с обратным клапаном, ловильные инструменты, ловильные ясы, промывочные трубы, каротажные инструменты, переводники приборов для измерения отклонения, немагнитные аналоги любых из перечисленных устройств и их комбинации, а также их соответствующие внешние соединения.

Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть установлены на устройствах оборудования бурильных колонн, работающих в глубине скважины, где температуры составляют от 20 до 400°F (от -6,67 до 204,44°С), где нижний предел составляет 20 (-6,67°С), 40 (4,44°С), 60 (15,56°С), 80 (26,67°С) или 100°F (37,78°C), и верхний предел составляет 150 (65,56°С), 200 (93,33°С), 250 (121,11°С), 300 (148,89°С), 350 (176,67°С) или 400°F (204,44°C). Во время роторного бурения, скорости вращения бура на поверхности могут составлять от 0 до 200 об/мин, где нижний предел составляет 0, 10, 20, 30, 40 или 50 об/мин, и верхний предел составляет 100, 120, 140, 160, 180 или 200 об/мин Кроме того, во время роторного бурения давления бурового раствора могут составлять от 14 psi (9,65·104 Па) до 20000 psi (1,4·108 Па), где нижний предел составляет 14 (9,65·104 Па), 100 (6,9·105 Па), 200 (1,4·106 Па), 300 (2,07·106 Па), 400 (2,76·106 Па), 500 (3,45·106 Па) или 1000 psi (6,9·106 Па), и верхний предел составляет 5000 (3,45·107 Па), 10000 (6,9·107 Па), 15000 (1,03·108 Па) или 20000 psi (1,4·108 Па).

В одном из воплощений муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, рассматриваемые в настоящем описании, имеющие покрытие на по меньшей мере части открытой внешней поверхности обеспечивают сопротивление износу по меньшей мере в 2 раза или в 3 раза, или в 4 раза, или в 5 раз превышающее сопротивление износу устройства без покрытия. Кроме того, использование муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, рассматриваемого в настоящем описании, имеющего покрытие на по меньшей мере части поверхности, в оборудовании бурильной колонны позволяет снижать износ обсадки по сравнению с использованием для роторного бурения оборудования бурильной колонны, не имеющей покрытий. Кроме того, установка муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, рассматриваемых в настоящем описании, имеющих покрытие на по меньшей мере части поверхности, в оборудовании бурильной колонны снижает износ обсадки по меньшей мере в 2 раза, или в 3 раза, или в 4 раза, или в 5 раз по сравнению с применением для роторного бурения оборудования бурильной колонны, не имеющей покрытий.

Корпус в сборе или муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах может включать покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, обеспечивающее повышенное сопротивление износу и долговечность. Наибольший износ в оборудовании бурильных колонн наблюдается на участках, имеющих покрытие из твердого сплава, поскольку они главным образом представляют собой участки контакта между бурильной колонной и обсаженной или необсаженной скважиной. Захваченные потоком на границе раздела абразивные частицы песка и породы могут воздействовать на поверхности, усиливая износ. Покрытия на муфтовых устройствах с покрытием, рассматриваемых в настоящем описании, имеют высокую твердость, противодействующую абразивному износу. Применение покрытия из твердого сплава, наносимого на поверхность в виде рисунка, может защищать участок с покрытием от действия потока абразивных частиц и уменьшать износ и повреждение участка компонента, имеющего покрытие и твердое покрытие. Применение покрытий в сочетании с нанесенным в виде схемы покрытием из твердого сплава еще больше снижает износ, вызываемый действием абразивных частиц.

Покрытия на оборудовании бурильных колонн, рассматриваемые в настоящем описании, также могут устранять или снижать скоростное ослабление коэффициента трения. В частности, системы роторного бурения, применяемые для бурения стволов глубоких скважин, из которых добывают углеводороды, часто испытывают сильные крутильные вибрации, вызывающие нестабильность, называемую вибрациями "прилипания-проскальзывания", которые включают следующее: (i) прилипание фаз к наконечнику или ОНБК, вызывающее их замедление вплоть до полной остановки (относительная скорость сдвига равна нулю), и (ii) проскальзывание фаз, при котором относительная скорость сдвига оборудования в глубине скважины быстро возрастает до значений, сильно превышающих скорость вращения (RPM), установленную на поверхности буровой установки. Эта проблема особенно серьезно отражается на лопастном долоте, которое включает зафиксированные лопасти или резаки, установленные на поверхности корпуса наконечника. Нелинейная зависимость основного закона трения приводит к нестабильному поведению при трении скольжения под действием вибраций прилипания-проскальзывания. Это приводит к серьезным проблемам.

Снижение скорости, которое определяется по снижению коэффициента трения при возрастании относительной скорости сдвига, может вызывать нестабильность при кручении, приводящую к вибрациям прилипания-проскальзывания. Нестабильность проскальзывания при бурении является проблемой, поскольку она представляет собой основную причину, ограничивающую максимальную скорость проходки. При бурении лучше избегать состояния прилипания-проскальзывания, поскольку оно приводит к возникновению вибраций и износу, а также вызывает разрушительные связанные колебания. Рассматриваемые в настоящем описании покрытия, наносимые на оборудование бурильных колонн, позволяют уменьшать или устранять снижения скорости, способствуя непрерывному нахождению системы в состоянии скольжения с постоянной и не колеблющейся относительной скоростью сдвига (не происходит прилипания-проскальзывания), без резких локальных ускорений или замедлений скорости вращения. Применение способов устранения прилипания-проскальзывания согласно предшествующему уровню техники, включающих введение в буровые растворы смазочных добавок или пачек, не устраняет прилипания-проскальзывания при высоких нормальных нагрузках и низких скоростях скольжения. Применение покрытий согласно изобретению, наносимых на оборудование бурильных колонн, может устранить прилипание-проскальзывание даже при высоких нормальных нагрузках.

В интервалах, в основном содержащих сланцевые формации, возникает другая проблема бурения. При налипании осколков сланца на режущие поверхности наконечника под действием разности давлений текучей среды может возникнуть "скругление наконечника (налипание породы на наконечник)", которое сильно снижает эффективность бурения и механическую скорость проходки. Прилипание осколков сланца на устройства ОНБК, например, стабилизаторы, приводит к снижению эффективности бурения. Применение боле дешевых и экологически приемлемых буровых растворов на водной основе, лишь обостряет указанную проблему.

Вибрации при бурении и налипание породы на наконечник представляют собой две наиболее частые причины неэффективного бурения. Эти причины проявляются в виде ограничения механической скорости проходки или "провальные точки", в которых скорость проходки возрастает нелинейно при возрастании массы на наконечнике (сокращенно обозначаемой МНН) и количества оборотов наконечника в минуту (сокращенно обозначаемых об/мин), а не согласно механическим расчетам. Это ограничение схематически показано на Фиг.14. В технологии бурения признано, что вибрации бурильной колонны и налипание породы на наконечник являются двумя самыми серьезными проблемами, ограничивающими скорость проходки. Для снижения воздействий, ограничивающих скорость проходки, в оборудование бурильной колонны могут быть введены муфтовые устройства с покрытием, рассматриваемые в настоящем описании.

Дополнительно, муфтовые устройства с покрытием могут улучшать характеристики бурильных инструментов, в частности, оборудования низа бурильной колонны, при бурении формаций, содержащих глину и аналогичные вещества. Поверхности материалов покрытий, нанесенных на устройства, работающие в глубине скважин, имеют низкую термодинамическую энергию, то есть не смачиваются водой. Покрытия согласно настоящему изобретению подходят для добычи газа и нефти бурением в вязком окружении, например, при глубоком бурении сланцев с высоким содержанием глины с применением буровых растворов на водной основе (сокращенно обозначаемых ВБР), поскольку их применение предотвращает скругление оборудования низа бурильной колонны.

Кроме того, применение муфтовых устройств с покрытием, рассматриваемых в настоящем описании, в компоновках бурильных колонн позволяет одновременно снижать трение контакта, уменьшать скругление и снижать износ, но при этом не ухудшать долговечность и механическую целостность обсадки. Таким образом, муфтовые устройства с покрытием согласно настоящему изобретению "не вредят обсадке", то есть срок службы или функциональность обсадки не снижаются. На покрытия согласно настоящему изобретению по существу или совсем не влияет снижение скорости при трении. Таким образом, оборудование бурильных штанг, имеющее муфтовые устройства с покрытием, рассматриваемые в настоящем описании, включают поверхности с низким коэффициентом трения, которые смягчают вибрации прилипания-проскальзывания и уменьшают паразитный крутящий момент, то есть облегчают бурение с чрезвычайно расширенным радиусом охвата.

Муфтовые устройства с покрытием для оборудования бурильных колонн согласно настоящему изобретению позволяют получать ряд преимуществ, неограничивающие примеры которых включают: i) снижение вибраций прилипания-проскальзывания; ii) снижение крутящего момента и натяжения при бурении скважин с расширенным радиусом охвата; и iii) снижение округления бурового наконечника и других устройств оборудования низа бурильной колонны. Эти преимущества наряду с уменьшением паразитного крутящего момента могут привести к значительному повышению скорости проходки, а также к повышению долговечности бурильного оборудования, работающего в глубине скважины, что также снижает простой оборудования (сокращенно обозначаемый ПО). Покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, не только снижают трение, но также выдерживают глубинное агрессивное окружение, то есть обладают требуемой химической стойкостью, сопротивлением коррозии, ударным сопротивлением, сопротивлением износу и эрозии, и обладают механической целостностью (целостностью на границе раздела покрытие-основа). Покрытия согласно настоящему изобретению также могут быть нанесены на тела сложной геометрической формы без ухудшения свойств основы. Кроме того, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, также обладают низкой поверхностной энергией, обеспечивающей сопротивление скруглению глубинных скважинных устройств.

Примеры воплощений муфтовых устройств с покрытием

При обсуждении процесса бурения, основное внимание было сосредоточено на полезном эффекте снижения трения и износа, обеспечиваемом муфтовыми устройствами с покрытием, и основной акцент был сделан на цилиндрические тела, находящиеся в скользящем контакте; также был рассмотрен полезный эффект низкой поверхностной энергии, обусловливающей снижение прилипания осколков формации к глубинным скважинным устройствам. Те же технические детали, относящиеся к другим примерам цилиндрических тел, находящихся в скользящем контакте при относительном перемещении, применимы с соответствующими допущениями для муфтовых устройств с покрытием.

В основном покрытия наносят на тела, находящиеся в скользящем контакте при относительном перемещении, для снижения трения и износа. Преимущества и полезный эффект нанесения покрытий на стационарные устройства может быть несколько другим. Несмотря на то, что трение и износ могут быть важными вторичными факторами (например, при первоначальной установке устройства), первичными преимуществами применения муфтовых устройств с покрытием может быть их сопротивление эрозии, коррозии и образованию отложений, позволяющее решать проблему снижения адгезии сланцевых пород к ОНБК, и в таком случае эти соображения становятся главными при выборе и использовании муфтовых устройств.

В одном из примеров воплощения, муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает: одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, нанесение покрытия из твердого сплава на по меньшей мере часть открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных слоев, расположенных между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения.

В другом примере воплощения, муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает: одно или более тело, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник, одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тел, покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных слоев, расположенных между одной или более муфтами и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, где минимальная твердость по Виккерсу по меньшей мере одного из промежуточных слоев составляет 400.

В другом примере воплощения муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает: одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие, в настоящем описании также называемое покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, выбрано из аморфного сплава, подвергнутого термической обработке композитного покрытия на основе никеля-фосфора нанесенного электроосаждением или химическим восстановлением, с содержанием фосфора, превышающим 12% масс., графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы (например, углеродных наноколец), продолговатых частиц и их комбинаций.

В другом примере воплощения муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает устройство для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более тело, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник, одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тел, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие, в настоящем описании также называемое покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, выбрано из аморфного сплава, подвергнутого термической обработке композитного покрытия на основе никеля-фосфора нанесенного электроосаждением или химическим восстановлением, с содержанием фосфора, превышающим 12% масс., графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы (например, углеродных наноколец), продолговатых частиц, и их комбинаций.

Покрытия или покрытия со сверхнизким коэффициентом трения согласно настоящему изобретению для муфтовых устройств с покрытием могут состоять из одного или более слоя материала со сверхнизким коэффициентом трения, выбранного из аморфного сплава, композитного покрытия на основе никеля-фосфора, нанесенного способом химического восстановления, графита, Мо82, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы (например, углеродных наноколец), продолговатых частиц и их комбинаций. Материал на основе алмаза может представлять собой алмаз с покрытием, нанесенным химическим осаждением из газовой фазы (ХОГФ), или поликристаллическим алмазным композитом (ПАК). Состав покрытия со сверхнизким коэффициентом трения может быть однородным или изменяться по толщине материала. В одном из улучшенных воплощений на устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах нанесено покрытие из алмазоподобного углерода (АПУ), и, в частности, АПУ покрытие может быть выбрано из тетраэдрического аморфного углерода (ta-C), тетраэдрического аморфного гидрированного углерода (ta-C:H), алмазоподобного гидрированного углерода (АПГУ), полимерподобного гидрированного углерода (ППГУ), графитоподобного гидрированного углерода (ГПГУ), кремнийсодержащего алмазоподобного углерода (Si-АПУ), титансодержащего алмазоподобного углерода (Ti-АПУ), хромсодержащего алмазоподобного углерода (Cr-АПУ), металлсодержащего алмазоподобного углерода (Me-АПУ), кислородсодержащего алмазоподобного углерода (O-АПУ), азотсодержащего алмазоподобного углерода (N-АПУ), борсодержащего алмазоподобного углерода (B-АПУ), фторированного алмазоподобного углерода (F-АПУ), серосодержащего алмазоподобного углерода (S-АПУ) и их комбинаций. Для повышения долговечности, снижения трения, адгезии и улучшения механических характеристик один или более слоев со сверхнизким коэффициентом трения могут иметь постепенно изменяющиеся свойства.

Коэффициент трения покрытия, также называемого покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, может быть меньше или равен 0,15, или 0,13, или 0,11, или 0,09 или 0,07 или 0,05. Сила трения может быть вычислена следующим образом: Сила трения = Сила реакции опоры × Коэффициент трения. В другом воплощении устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах может иметь динамический коэффициент трения покрытия не менее 50%, или 60%, или 70%, или 80% или 90% статического коэффициента трения покрытия. В другом воплощении муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах может иметь динамический коэффициент трения покрытия, который превышает или равен статическому коэффициенту трения покрытия.

Значительное снижение коэффициента трения (КТР) муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах приводит к значительному снижению силы трения. То есть, если устройство представляет собой оборудование бурильной колонны с покрытием, при скольжении осколков вдоль поверхности развивается меньшая сила трения. При достаточно низкой силе трения возрастает скорость перемещения осколков вдоль поверхности, в результате чего они могут отрываться от поверхности оборудования бурильной колонны или перемещаться в кольцевое пространство. Кроме того, большая скорость перемещения осколков вдоль поверхности может препятствовать прилипанию осколков породы под действием разности давления между раствором и границей раздела "прижатые раствором осколки - режущая поверхность", которая удерживает фрагменты у поверхности долота. Нанесение на поверхности устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, позволяет снижать КТР на этих поверхностях. Покрытия согласно изобретению, наносимые на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах, могут выдерживать воздействие агрессивного окружения буровых скважин, благодаря высокому сопротивлению эрозии, коррозии, ударным нагрузкам и действию высоких температур.

Кроме низкого КТР, покрытия согласно настоящему изобретению также обладают достаточно высокой твердостью, обеспечивающей сопротивление износу во время операций эксплуатации газонефтяных скважин. В частности, твердость по Виккерсу или эквивалентная твердости по Виккерсу твердость покрытий, наносимых на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах, рассматриваемых в настоящем описании, может быть больше или равна 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3500, 4000, 4500, 5000, 5500 или 6000. Если устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах с твердостью по Виккерсу, превышающей 400, представляет собой часть оборудования бурильной колонны, то такое оборудование можно применять для бурения сланцев с использованием буровых растворов на водяной основе и спиральных стабилизаторов. Спиральные стабилизаторы в меньшей степени вызывают вибрации ОНБК, чем стабилизаторы с прямыми лопастями. На Фиг.15 представлена зависимость между КТР покрытия и твердостью покрытия некоторых покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, по сравнению со сталями предшествующего уровня техники, используемыми в бурильных колоннах и ОНБК. Нанесение покрытий, рассматриваемых в настоящем описании, имеющих комбинацию низкого КТР и высокой твердости, на поверхности компоновок бурильных штанг обеспечивает длительную службу последних в условиях бурения на глубине скважин.

Покрытие или покрытие со сверхнизким коэффициентом трения согласно настоящему изобретению, предназначенное для нанесения на муфтовые устройства с покрытием, могут состоять из одного или более слоев материала со сверхнизким коэффициентом трения, одного или более промежуточных слоев, одного или более буферных слоев и любых их комбинаций, образующих многослойные покрытия. Многослойное покрытие может быть нанесено непосредственно на материал основы или, в другом неограничивающем воплощении, нанесено на часть материала твердого покрытия, помещенного между покрытием и материалом основы (см. Фиг.26).

Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах могут быть изготовлены из материалов на основе железа, углеродистых сталей, стальных сплавов, нержавеющей стали, сплавов на основе Al, сплавов на основе Ni и сплавов на основе Ti, керамики, металлокерамических сплавов и полимеров. Сталь марки 4142 представляет собой один из неограничивающих примеров материала, используемого для получения муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Перед нанесением покрытия поверхности материалов основы возможно могут быть подвергнуты дополнительной поверхностной обработке с целью получения промежуточного слоя, на который может быть нанесено покрытие с образованием многослойного покрытия. Другие неограничивающие примеры материалов основы, которые могут быть использованы, включают вольфрам-карбидный кобальт. Промежуточный слой может обеспечивать одно или более из следующих полезных свойств: повышенную долговечность, повышенное сопротивление износу, пониженный коэффициент трения, повышенную усталостную прочность и сопротивление коррозии всего покрытия. Неограничивающие примеры способов получения одного или более промежуточных слоев могут быть выбраны из: ФОГФ (физическое осаждение из газовой фазы), ПХОГФ (плазмохимическое осаждение из газовой фазы), ХОГФ (химическое осаждение из газовой фазы), ионной имплантации, науглероживания, азотирования, борирования, сульфидирования, силицидирования, окисления, электрохимического способа, химического восстановления, термического распыления, кинетического распыления, способа с использованием лазера, перемешивающей сварки трением, дробеструйного наклепа, лазерной нагартовки, сварки, пайки, сверхтонкой полировки, трибохимической полировки, электрохимической полировки и их комбинаций. Подобная обработка поверхности может упрочнять поверхность основы и препятствовать пластическим деформациям за счет введения дополнительных веществ и/или создания глубокого остаточного напряжения сжатия, препятствующего росту трещин из-за усталости, ударов и повреждений износа. Для получения твердости, превышающей твердость покрытия из твердого сплава, твердость покрытия по Виккерсу должна составлять более 400, предпочтительно твердость покрытия по Виккерсу должна составлять более 950; для получения твердости, превышающей твердость покрытия из частиц кварца, твердость покрытия по Виккерсу должна составлять более 1500, и для получения твердости, превышающей твердость других слоев, твердость покрытия по Виккерсу должна составлять более 1700. Промежуточный слой может представлять собой опорный элемент для лежащих выше слоев покрытия.

В другом воплощении муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению, корпус в сборе устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах может включать покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, которое повышает сопротивление износу и долговечность. Поверх покрытия из твердого сплава наносят один или более слоев покрытия. Толщина слоя покрытия из твердого сплава может на несколько порядков величины превышать толщину внешнего слоя покрытия или быть равна этой толщине. Неограничивающие примеры значений толщины покрытий из твердого сплава составляют 1 мм, 2 мм и 3 мм над поверхностью оборудования бурильной колонны. Неограничивающие примеры материалов покрытий из твердого сплава включают материалы на основе металлокерамических сплавов, композиты с металлической матрицей, нанокристаллические сплавы металлов, аморфные сплавы и твердые сплавы металлов. Другие неограничивающие примеры материалов покрытий из твердого сплава включают карбиды, нитриды, бориды и оксиды элементарных вольфрама, титана, ниобия, молибдена, железа, хрома и кремния, диспергированные внутри матрицы из металлического сплава. Покрытия из твердого сплава могут быть нанесены наплавкой, термическим распылением или плакированием лазерным/электронным пучком.

В другом воплощении муфтового эксплуатационного устройства с покрытием согласно настоящему изобретению, многослойное покрытие со сверхнизким коэффициентом трения может дополнительно включать на по меньшей мере части открытой внешней поверхности один или более промежуточных слоев, помещенных между внешней поверхностью корпуса в сборе или слоем покрытия из твердого сплава и слоями со сверхнизким коэффициентом трения. Промежуточные слои могут быть введены для повышения жесткости, повышения способности выдерживать нагрузки, для снижения шероховатости поверхности, для предотвращения диффузии из материала основы или твердосплавного покрытия во внешнее покрытие, и/или для уменьшения поглощения остаточного напряжения. Неограничивающие примеры материалов промежуточного слоя включают: нержавеющую сталь, сплав на основе хрома, сплав на основе железа, сплав на основе кобальта, сплав на основе титана или сплав на основе никеля, сплавы или карбиды или нитриды или карбонитриды или бориды или силициды или сульфиды или оксиды следующих элементов: кремния, титана, хрома, алюминия, меди, железа, никеля, кобальта, молибдена, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония, гафния или их комбинаций. Для повышения долговечности, снижения трения, адгезии и улучшения механических характеристик, один или более промежуточный слой может иметь постепенно изменяющиеся свойства.

Покрытия со сверхнизким коэффициентом трения могут иметь высокие значения внутреннего остаточного напряжения (~1 ГПа), которые влияют на их трибологические характеристики и прочность сцепления с основой (например, сталью) при осаждении. Для получения полезного эффекта от использования покрытий с низким коэффициентом трения и стойкостью к истиранию/износу, наносимых на муфтовые устройства согласно настоящему изобретению, они также должны быть долговечными и обладать высокой прочностью сцепления с внешней поверхностью корпуса в сбор, на который осаждают покрытия.

Обычно покрытия со сверхнизким коэффициентом трения, нанесенные непосредственно на стальную поверхность, имеют низкую адгезионную прочность. Низкая адгезионная прочность ограничивает толщину и совместимость между покрытием со сверхнизким коэффициентом трения и поверхностью стали, что может приводить к отслоению при низких нагрузках. Для решения этой проблемы, в одном из воплощений покрытия со сверхнизким коэффициентом трения, наносимые на муфтовые устройства согласно настоящему изобретению, также могут включать буферные слои из различных соединений металлов (неограничивающие примеры которых включают Cr, W, Ti, Та), полуметаллов (неограничивающие примеры которых включают Si) и керамики (неограничивающие примеры которой включают CrxN, TiN, ZrN, AlTiN, SiC, TaC), расположенные между внешней поверхностью муфты и слоем со сверхнизким коэффициентом трения. Буферные слои из керамики, полуметаллов и металлов позволяют снижать остаточные напряжения сжатия в покрытиях со сверхнизким коэффициентом трения согласно настоящему изобретению, что повышает их адгезионную прочность и способность выдерживать нагрузки. Дополнительный способ повышения сопротивления износу, трению и повышения механической долговечности покрытий со сверхнизким коэффициентом трения согласно настоящему изобретению состоит во введении множества слоев со сверхнизким коэффициентом трения, включающих промежуточные буферные слои, снижающие нарастание остаточных напряжений.

Покрытия, применяемые в муфтовых устройствах с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению также могут включать один или более буферных слоев (также называемые адгезионными слоями). Один или более буферный слой может быть помещен между внешней поверхностью корпуса в сборе и одним слоем или двумя или более слоями многослойного покрытия. Материал одного или более буферного слоя может быть выбран из следующих элементов или сплавов следующих элементов: кремния, алюминия, меди, молибдена, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Материал одного или более буферного слоя также может быть выбран из карбидов, нитридов, карбонитридов, оксидов следующих элементов: кремния, алюминия, меди, молибдена, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Один или более буферных слоев обычно помещают между покрытием из твердого сплава (если оно присутствует) и одним или более слоями покрытия или между слоями со сверхнизким коэффициентом трения. Толщина буферного слоя может составлять часть или приближаться или превышать толщину соседнего слоя со сверхнизким коэффициентом трения. Для повышения долговечности, снижения трения, адгезии и улучшения механических характеристик, один или более буферных слоев может иметь постепенно изменяющиеся свойства.

Другой аспект настоящего изобретения состоит в нанесении покрытий со сверхнизким коэффициентом трения на покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности корпуса в сборе или муфты, где покрытие из твердого сплава нанесено в виде конструкции, которая позволяет снижать степень захвата абразивных частиц, воздействующих на поверхность, приводя к ее износу. Во время бурения, абразивные частицы песка и других пород, суспендированные в буровом растворе, могут перемещаться к поверхности раздела между корпусом в сборе или муфтой и обсаженной или необсаженной скважиной. При достижении абразивными частицами поверхности раздела, их перемещение вызывает ускоренный износ корпуса в сборе, муфты и обсадки. Для повышения эффективности бурения и экономического эффекта необходимо увеличить срок службы оборудования. Так как по большей части с обсаженной или необсаженной скважиной контактирует часть покрытия из твердого сплава, выступающая за пределы поверхности корпуса в сборе или муфты, в основном она подвергается абразивному износу под действием захваченных частиц песка и породы. Таким образом, для защиты от износа и обеспечения низкого коэффициента трения, покрытие из твердого сплава и покрытие со сверхнизким коэффициентом трения удобно применять в комбинации. Еще полезнее наносить покрытие из твердого сплава в виде конструкции, в которой между участками покрытия из твердого сплава имеются канавки, по которым поток частиц вытекает из области с нанесенным твердым покрытием, не попадая в граничную область и не вызывая истирания оборудования. Дополнительно, снижение области контакта между покрытием из твердого сплава и обсаженной или необсаженной скважиной позволяет достичь полезного эффекта уменьшения прилипания осколков породы или округления инструментов. Покрытие со сверхнизким коэффициентом трения может быть нанесено в соответствии с любой схемой, но предпочтительно его наносят на всю область фигуры узора, поскольку это снижает риск прилипания материала, проходящего через каналы фигуры узора.

В другом воплощении муфтовых устройств с покрытием согласно настоящему изобретению, поверхность покрытия из твердого сплава имеет фигурную конструкцию для снижения захвата абразивных частиц, воздействующих на поверхность и приводящих к ее износу. Покрытие со сверхнизким коэффициентом трения наносят поверх фигурного покрытия из твердого сплава. Фигурное покрытия из твердого сплава может включать выпуклые и вогнутые участки, и вариации толщины покрытия из твердого сплава могут достигать величины толщины покрытия.

В другом воплощении, промежуточный слой может быть использован в сочетании с покрытием из твердого сплава, где покрытие из твердого сплава нанесено на по меньшей мере часть открытой внешней или внутренней поверхности муфты, обеспечивая повышенное сопротивление износу и долговечность муфтового устройства с покрытием; при этом поверхность покрытия из твердого сплава может быть фигурной, что снижает вероятность захвата абразивных частиц, воздействующих на поверхность, приводя к ее износу. Кроме того, поверх промежуточного слоя может быть нанесен один или более слоев со сверхнизким коэффициентом трения с получением многослойного покрытия.

В муфтовых устройствах с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, имеющих покрытия согласно настоящему изобретению, поверхностная энергия составляет менее 1, 0,9, 0,8, 0,7, 0,6, 0,5, 0,4, 0,3, 0,2 или 0,1 Дж/м2. При роторном бурении под землей это позволяет снижать прилипание осколков породы или округление инструментов. Для оценки поверхностной энергии покрытии, нанесенных на муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению, также может быть использован угол контакта. Угол смачивания водой покрытий согласно настоящему изобретению превышает 50, 60, 70, 80 или 90 градусов. Покрытия со сверхнизким коэффициентом трения, наносимые на покрытие из твердого сплава на по меньшей мере часть открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где покрытие из твердого сплава имеет фигурную поверхность, что уменьшает риск захвата абразивных частиц, воздействующих на поверхность, приводя к ее износу, также снижает степень прилипания осколков породы или округления инструментов. В одном из воплощений, такие конструкции могут снижать область контакта между покрытием из твердого сплава и обсаженной или необсаженной скважиной на 10%-90% и снижать налипание осколков породы.

В другом улучшенном воплощении одна или более граница раздела между слоями многослойного покрытия со сверхнизким коэффициентом трения представляет собой нечеткую границу. Тип границы раздела между разными слоями покрытия может существенно влиять на характеристики и долговечность покрытия. В частности, резкие границы раздела могут служить источниками ослабления, включающими один или более следующих дефектов: концентрацию напряжений, пустоты, остаточные напряжения, сколы, отслоение, усталостные трещины, плохую адгезию, химическую несовместимость и механическую несовместимость. В нечетких границах раздела происходит постепенное изменение типа материала и физических свойств между слоями, что снижает концентрацию источников ослабления. Толщина каждой нечеткой границы раздела может составлять от 10 нм до 10 микрон, или от 20 нм до 500 нм, или от 50 нм до 200 нм. В альтернативном варианте толщина нечеткой границы раздела может составлять от 5% до 100% толщины самого тонкого из соседних слоев.

В другом улучшенном воплощении, для дополнительно повышения долговечности и улучшения механических характеристик покрытия, нечеткие границы раздела могут быть соединены с одним или более слоями со сверхнизким коэффициентом трения, промежуточными и буферными слоями, которые могут иметь постепенно изменяющиеся свойства и могут состоять из одинаковых или различных материалов.

Более подробное описание отдельных слоев и границ раздела

Ниже приведены более детальные сведения о покрытиях согласно настоящему изобретению, применяемых в муфтовых устройствах с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

Аморфные сплавы

Применение аморфных сплавов в качестве покрытий для муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению обеспечивает достижение высокого предела упругости/ предела текучести при относительно высокой твердости. Такие свойства материалов позволяют им оставаться более эластичными даже в условиях высоких напряжений/нагрузок в отличие от кристаллических материалов, таких как стали, используемые для изготовления оборудования бурильных колонн. Сравнение зависимости деформации от напряжения для покрытий муфтовых устройств из аморфных сплавов и из традиционных кристаллических сплавов/ сталей показано на Фиг.16, откуда очевидно, что традиционные кристаллические сплавы/ стали легко подвергаются пластической деформации при относительно низких деформациях/ напряжениях по сравнению с аморфными сплавами. Преждевременная пластическая деформация контактирующих поверхностей приводит к образованию на поверхности выступов и, следовательно, сильному зацеплению выступов и повышению КТР у кристаллических металлов. Высокий предел упругости аморфных металлических сплавов или аморфных материалов в целом может снижать интенсивность образования выступов, что также усиливает сопротивление износу. Изготовление покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах из аморфных сплавов позволяет снижать интенсивность образования выступов во время работы оборудования и снижать КТР устройств.

Покрытия из аморфных сплавов могут быть нанесены на муфтовые устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах с помощью ряда методик нанесения покрытий, неограничивающие примеры которых включают: термическое распыление, холодное распыление, наплавку, оплавление поверхности лазером, ионной имплантацией и осаждением из газовой фазы. Применение сканирующего лазерного луча или электронного пучка позволяет быстро оплавлять и охлаждать поверхность с образованием аморфного поверхностного слоя. При оплавлении может быть предпочтительно модифицировать состав поверхности для получения хорошего стекловидного слоя и повышения твердости и сопротивления износу. Это может быть осуществлено введением добавок в расплавленный участок поверхности при сканировании источника нагревания. Твердосплавное покрытие также может быть нанесено термическим распылением, включающим плазменное распыление в воздухе или в вакууме. Более тонкие и полностью аморфные покрытия могут быть нанесены на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах способами тонкопленочного осаждения, неограничивающие примеры которых включают: распыление, химическое осаждение из газовой фазы (ХОГФ) и электроосаждение. Некоторые композиции аморфных сплавов согласно настоящему изобретению, например, имеющие эквиатомную стехиометрию (например, Ni-Ti), могут быть переведены в аморфное состояние действием сильных пластических деформаций, например, при дробеструйном наклепе или нагартовке, включающей лазерную нагартовку. Нанесение на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению покрытий из аморфных сплавов позволяет получать прекрасный баланс износостойкости и характеристик трения, но рассмотренная методика требует достаточной стеклообразующей способности.

Композитные покрытия на основе Ni-P Покрытия, наносимые способом химического восстановления и электролитического осаждения композитов на основе никеля-фосфора (Ni-P), применяемые в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению могут быть получены соосаждением инертных частиц на металлическую матрицу из электролитической ванны или ванны для химического восстановления. Нанесение покрытия из Ni-P композита обеспечивает высокую адгезию к большинству металлических основ и основ из сплавов. Свойства готовых покрытий зависят от содержания фосфора в Ni-P матрице, которая определяет структуру покрытий, и от характеристик внедренных частиц, например, их типа, формы и размера. Покрытия Ni-P с низким содержанием фосфора состоят из кристаллического Ni, перенасыщенного Р. При повышении содержания Р, возрастает деформация кристаллической решетки, а размеры кристаллитов уменьшаются. При содержании фосфора более 12% масс., или 13% масс., или 14% масс. или 15% масс., покрытия в основном представляют собой аморфную структуру. Отжиг аморфных Ni-P покрытий может приводить к превращению аморфной структуры в кристаллическое состояние. Подобная кристаллизация может повышать твердость, но снижает сопротивление коррозии. Чем больше содержание фосфора в сплаве, тем медленнее протекает кристаллизация. Это расширяет диапазон аморфного состояния покрытия. Для дополнительного улучшения свойств покрытий, Ni-P композитные покрытия могут включать другие металлические элементы, неограничивающие примеры которых включают вольфрам (W) и молибден (Мо). Покрытия на основе композита никеля-фосфора (Ni-P) согласно настоящему изобретению могут включать частицы размером порядка микрона и субмикронного диапазона. Неограничивающие примеры частиц включают: алмазы, нанотрубки, кольца (включающие углеродные нанокольца), карбиды, нитриды, бориды, оксиды и их комбинации. Другие неограничивающие примеры материалов частиц включают полимеры (например, фторполимеры) и твердые металлы.

Слоистые материалы и слои покрытий из новых композитов В качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах могут быть использованы слоистые материалы, например, графит, MoS2 и WS2 (пластинки 2Н политипа). Кроме того, в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах также могут быть использованы слои покрытия из композита на основе фуллерена, который включает фуллереноподобные наночастицы. По сравнению с обычными металлами, фуллереноподобные наночастицы обладают улучшенными трибологическими свойствами, но не имеют недостатков традиционных слоистых материалов (например, графита, MoS2). Почти сферические фуллерены также могут служить шарикоподшипниками в наномасштабе. Основное полезное свойство полых фуллереноподобных наночастиц объясняется следующими тремя явлениями: (а) трение качения; (b) фуллереновые наночастицы действуют как разделительные элементы, устраняющие контакт металла с металлом на выступах двух совмещенных металлических поверхностей; и (с) материальный перенос между тремя телами. Скольжение/качение фуллереноподобных наночастиц в области раздела между трущимися поверхностями может представлять собой основной механизм трения при низких нагрузках, при которых сохраняется форма наночастиц. Полезный эффект присутствия фуллереноподобных наночастиц повышается с увеличением нагрузки. Было обнаружено, что при высоких контактных нагрузках (~1 ГПа) происходит отшелушивание внешних слоев фуллереноподобных наночастиц. По-видимому, основным механизмом трения при высоких контактных нагрузках является перенос расслоенных фуллереноподобных наночастиц. Полезное применение механических и трибологических свойств фуллереноподобных наночастиц при высоких контактных нагрузках могут быть использованы при введении таких частиц в связующую фазу слоев покрытия. Кроме того, композитные покрытия, включающие фуллереноподобные наночастицы в металлическом связующем веществе (например, покрытии Ni-P, нанесенном химическим восстановлением), могут образовывать самосмазывающую пленку с улучшенными ангиадгезионными характеристиками, подходящую для получения покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

В более общем случае в слои со сверхнизким коэффициентом трения могут быть введены другие армирующие материалы. Неограничивающие примеры таких материалов включают: углеродные нанотрубки, листы графена, металлические частицы с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалы кольцеобразной формы (например, углеродные нанокольца) и продолговатые частицы. Обычно размеры таки частиц составляют от нескольких нанометров до нескольких микрон.

Улучшенные металлокерамические сплавы на основе боридов и композиты с металлической матрицей

Улучшенные металлокерамические сплавы на основе боридов и композиты с металлической матрицей могут быть нанесены в виде покрытий на муфтовые устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах либо посредством высокотемпературной обработки, либо посредством первоначального нагрева при эксплуатационном износе. Например, в металлокерамических сплавах на основе боридов (например, Т!В2-металл) поверхностный слой обычно обогащен оксидом бора (например, В20з), который улучшает смазочные характеристики и снижает коэффициент трения.

Квазикристаллические материалы

В качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах могут быть использованы квазикристаллические материалы. Квазикристаллические материалы имеют периодическое атомное строение, но не обладают 3-D симметрией, характерной для обычных кристаллических материалов. Благодаря своему кристаллографическому строению, в большинстве случаев икосаэдрическому или декагональному, квазикристаллические материалы с заданными химическим свойствами имеют уникальную комбинацию свойств, включающую низкую поверхностную энергию, желательную для материалов покрытий, наносимых на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Благодаря низкой поверхностной энергии (~30 мДж/м2), квазикристаллические материалы придают антиадгезионные свойства поверхностям основ из нержавеющей стали, имеющим икосаэдрическую структуру сплавов Al-Cu-Fe. Нанесение покрытия, включающего слои из квазикристаллических материалов, на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах обеспечивают сочетание низкого коэффициента трения (~0,05 по данным склероскопических испытаний с алмазным наконечником в сухом воздухе) и относительно высокой микротвердостью (твердость по Виккерсу 400-600), обусловливающей высокое сопротивление износу. Нанесение покрытия, включающего слои из квазикристаллических материалов, на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах также позволяют получать поверхности с высоким сопротивлением коррозии и с покрытием, имеющим гладкую и плоскую поверхность с низкой поверхностной энергией, улучшающую характеристики устройств. Квазикристаллические материалы могут быть нанесены на металлические основы различными способами нанесения покрытий, неограничивающие примеры которых включают термическое распыление, осаждение из газовой фазы, лазерное плакирование, наплавку и электроосаждение.

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

Сверхтвердые материалы, например, алмаз, алмазоподобный углерод (АПУ) и кубический нитрид бора (КНБ) могут быть нанесены в виде покрытий на муфтовые устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Алмаз представляет собой самый твердый из известных человеку материалов, который в определенных условиях, при нанесении химическим осаждением из газовой фазы (сокращение ХОГФ) на муфтовый элемент, может придавать поверхности сверхнизкий коэффициент трения. В одном из воплощений углерод, нанесенный способом ХОГФ, может быть осажден непосредственно на поверхность муфты. В другом воплощении перед ХОГФ осаждением на муфтовый элемент может быть нанесен буферный слой. Например, нанесение на поверхности оборудования бурильных колонн покрытий из алмаза, нанесенного способом ХОГФ, не только затрудняет прилипание осколков породы к поверхности, но также позволяет применять спиральные стабилизаторы при работе в высоковязких породах (например, при бурении в Мексиканском заливе). Нанесение на проточные поверхности спиральных стабилизаторов покрытий из алмаза, нанесенного способом ХОГФ, способствует скольжению осколков породы вдоль стабилизатора и вверх по скважине в кольцевое пространство бурильной колонны, препятствуя их прилипанию к стабилизатору.

В одном из предпочтительных воплощений, на муфтовые устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах может быть нанесено покрытие из алмазоподобного углерода (АПУ). АПУ означает аморфный углеродный материал, имеющий некоторые уникальные свойства, аналогичные свойствам природного алмаза. Алмазоподобный углерод (АПУ), подходящий для нанесения на муфтовые устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах может быть выбран из тетраэдрического аморфного углерода (ta-C), тетраэдрического аморфного гидрированного углерода (ta-C:H), алмазоподобного гидрированного углерода (АПГУ), полимерподобного гидрированного углерода (ППГУ), графитоподобного гидрированного углерода (ГПГУ), кремнийсодержащего алмазоподобного углерода (Si-АПУ), титансодержащего алмазоподобного углерода (Ti-АПУ), хромсодержащего алмазоподобного углерода (Cr-АПУ), металлсодержащего алмазоподобного углерода (Me-АПУ), фторированного алмазоподобного углерода (F-АПУ), прочих типов АПУ слоев и их комбинаций. АПУ покрытия содержат значительные количества sp3-гибридизованных атомов углерода. Связи, образованные sp3-электронами, встречаются не только в кристаллах, то есть в твердых веществах, имеющих дальний порядок, но и в аморфных твердых телах, имеющих случайное расположение атомов. В данном случае связи образуются только между несколькими индивидуальными атомами, то есть наблюдается ближний порядок, а не дальний порядок, охватывающий большее количество атомов. Тип связей оказывает значительное влияние на физические свойства пленок из аморфного углерода. Если в АПУ пленке в основном присутствуют sp3-связи, то пленка может быть мягче, в то время как если в АПУ пленке в основном присутствуют sp3-связи, то пленка может быть тверже.

АПУ покрытия могут быть получены в виде аморфного, гибкого, но тем не менее, в основном sp3-связанного "алмаза". Наиболее твердой является смесь, известная как тетраэдрический аморфный углерод или ta-C (см. Фиг.17). Углерод ta-C содержит большую объемную долю (~80%) sp3-связанных атомов углерода. Неограничивающие примеры необязательно включаемых в АПУ покрытия наполнителей включают: водород, графитный sp3-углерод и металлы, и могут иметь другие формы, позволяющие получить комбинацию свойств, необходимую для конкретного применения. Разные формы АПУ покрытий могут быть нанесены на различные обладающие электропроводностью основы, которые выдерживают обработку в вакууме. Качество АПУ покрытий также зависит от процентного содержания добавляемых и/или легирующих элементов, например, водорода. В некоторых способах нанесения АПУ покрытий водород или метан применяют в качестве газа-предшественника, и, следовательно, значительная доля водорода может оставаться в готовом АПУ материале. Для дополнительного улучшения трибологических и механических свойств АПУ пленок, их часто модифицируют введением добавок и/или легирующих элементов. Например, введение в АПУ пленки фтора (F) и кремния (Si) снижает поверхностную энергию и смачиваемость. Снижение поверхностной энергии фторированного АПУ (F-АПУ) объясняют присутствием в пленке -CF3 и -CF3 групп. Однако, более высокие содержания F могут приводить к снижению твердости. Добавление Si может снижать поверхностную энергию за счет снижения дисперсивного компонента поверхностной энергии. Добавление Si также может повышать твердость АПУ пленок, поскольку оно способствует переходу атомов в sp3-гибридизованное состояние. Добавление в пленку металлических элементов (например, W, Та, Cr, Ti, Mo) может снижать остаточные компрессионные напряжения, что повышает механическую прочность пленки при компрессионных нагрузках.

Алмазоподобная фаза или sp3-связанный углерод в АПУ представляет собой термодинамически метастабильную фазу, в то время как графит, содержащий sp2-связи, представляет собой термодинамически стабильную фазу. Таким образом, для получения АПУ пленочных покрытий, включающих метастабильный sp2-связанный углерод, требуется применение неравновесной обработки. Применение равновесных способов обработки, например, испарения графитоподобного углерода с низкой средней энергией испарения частиц (близкой к kT, где k - это постоянная Больцмана, а Т - абсолютная температура), приводит к образованию 100% sp2-связанных атомов углерода. В рассмотренных в настоящем описании способах получения АПУ покрытий необходимо, чтобы длина связи углерода в sp3-состоянии была значительно меньше длины sp2-связи. Таким образом, приложение давления, ударной нагрузки, катализа или некоторой их комбинации на атомном уровне позволяет сблизить sp2-связанные атомы углерода и перевести их в sp3-связанное состояние. Воздействие должно быть достаточно сильным, чтобы атомы не могли вернуться в исходное sp2-состояние. Обычно применяемые способы либо включают комбинацию сжатия и вдавливания нового кластера sp3-связанных атомов углерода вглубь покрытия, где нет возможности для расширения и перехода в sp2-состояние, либо на новый кластер наносят следующий слой углерода, который переводят в sp3-связанное состояние при следующем воздействии.

АПУ покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены физическим осаждением из газовой фазы, химическим осаждением из газовой фазы или плазмохимическим осаждением из газовой фазы. Способы физического осаждения из газовой фазы включают радиочастотное (РЧ-ФО) плазменное магнетронное распыление, ионно-лучевое осаждение, электронно-дуговое осаждение и импульсное лазерное напыление (ИЛИ). Способы химического осаждения покрытий из газовой фазы включают ионно-лучевое ХОГФ, плазменное осаждение с применением тлеющего разряда в газообразном углеводороде, с применением радиочастотного (р.ч.) тлеющего разряда в газообразном углеводороде, плазменно-ионную обработку и СВЧ-разряд. Плазмостимулированное химическое осаждение из газовой фазы (ПХОГФ) представляет собой один из предпочтительных способов нанесения АПУ покрытий на большие площади с высокими скоростями осаждения.

Плазменные способы нанесения ХОГФ покрытий представляют собой способ "непрямой линии", т.е. плазма конформно покрывает деталь, на которую наносят покрытие, и на всей открытой поверхности детали появляется покрытие одинаковой толщины. После нанесения АПУ покрытия, поверхность может быть подвергнута финишной обработке. Одним из преимуществ ПХОГФ является то, что при нанесении покрытия температура основы не превышает приблизительно 150°С. Фторсодержащие АПУ (F-АПУ) и кремнийсодержащие АПУ (Si-АПУ) пленки могут быть получены способами плазменного осаждения с использованием в качестве технологического газа ацетилена (C2H2), смешанного, соответственно, с фторсодержащими и кремнийсодержащими газами-предшественниками (например, тетрафторэтаном и гексаметилдисилоксаном).

Коэффициент трения АПУ покрытий согласно настоящему изобретению может соответствовать указанным выше диапазонам. Сверхнизкое значение КТР может объясняться образованием в зонах контакта тонкой графитной пленки. Поскольку углерод в sp3 гибридизации образует при повышенных температурах, составляющих от 600 до 1500°С, термодинамически нестабильную фазу, то в зависимости от условий, он может превращаться в графит, который может служить твердым смазывающим материалом. Высокие температуры (называемые температурами зарождения) могут поддерживаться в течение очень малого промежутка времени на стыке выступов или на контактах. Альтернативное объяснение сверхнизкого коэффициента трения АПУ покрытий состоит в наличии скользкой пленки на основе углеводорода. Тетраэдрическая структура sp3-связанных атомов углерода может привести к ситуации, когда на поверхности может оказаться один вакантный электрон, к которому не присоединен атом углерода (см. Фиг.18); такая орбиталь называется "свободной валентностью". Если к такому атому углерода присоединяется атом водорода со своим электроном, он может связывать свободную валентность, образуя двухэлектроннуюю ковалентную связь. При скольжении двух гладких поверхностей, на внешнем слое которых находятся одиночные атомы водорода, относительно друг друга, граница раздела пролегает между атомами водорода. Между поверхностями нет химических связей, лишь слабые Ван-дер-Ваальсовы силы, и поверхности имеют свойства, аналогичные свойствам парафинов. Как показано на Фиг.18, атомы углерода, находящиеся на поверхности, могут образовывать три прочных связи и одну свободную валентность, выступающую за пределы поверхности. К этой поверхности присоединяются атомы водорода, делая ее гидрофобной и снижая коэффициент трения.

Трибологические свойства АПУ покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению также вносят свой вклад в предотвращение износа. В частности, АПУ покрытия согласно настоящему изобретению устойчивы к абразивному и адгезионному износу, что делает их подходящими для условий, в которых имеется высокое давление контакта, как при качении, так и при скольжении.

Многослойные покрытия

Многослойные покрытия муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению могут быть применены для увеличения толщины покрытий, то есть повышения их долговечности. Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению могут включать не один, а два или более слоя покрытия, буферные слои и/или промежуточные слои. Например, на детали муфтового элемента могут быть нанесены два, три, четыре, пять или более слоев покрытия. Толщина каждого слоя покрытия может составлять от 0,001 до 5000 микрон, где нижний предел составляет 0,001, 0,1, 0,5, 0,7, 1,0, 3,0, 5,0, 7,0, 10,0, 15,0 или 20,0 микрон, а верхний предел составляет 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000 или 5000 микрон. Общая толщина многослойного покрытия может составлять от 0,5 до 5000 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, не включая покрытие из твердого сплава, может составлять 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000, 5000 микрон.

Буферные слои

Для работы в жестких условиях, существующих в скважинах бурения со сверхвысоким радиусом охвата, долговечность покрытий со сверхнизким коэффициентом трения может быть повышена за счет введения буферных слоев.

Например, в АПУ покрытиях развиваются высокие остаточные компрессионные напряжения, приводящие к образованию трещин и отслоению. Лабораторные испытания на износ/долговечность, проведенные с помощью установки CETR (Центра Трибологии), включающей блок и кольцо (БиК), а также крупномасштабные испытания, проведенные MOHR Engineering, показали, что одним из механизмов разрушения АПУ покрытий является образование трещин и отслоение покрытий. Компрессионные напряжения в АПУ слое, твердость которого находится в одном из возможных неограничивающих целевых диапазонов твердости АПУ покрытий (1500 < Hv (твердость по Виккерсу) < 2500), необходимо снизить. Одним из способов, применяемых для этой цели в настоящее время, является осаждение одного или более металлических/неметаллических буферных слоев, снижающих остаточные напряжения, и последующее нанесение поверх буферного слоя (слоев) АПУ слоев, с образованием, таким образом, многослойной структуры. Буферный слой (слои) также могут поглощать энергию, гася деформации за счет образования дислокации (например, как в буферных слоях из кристаллического Ti) или сдвига дислокации (например, как в буферных слоях на основе аморфного Si).

Материал одного или более буферных слоев может быть выбран из следующих элементов или сплавов следующих элементов: кремния, титана, хрома, алюминия, меди, молибдена, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Материал одного или более буферных слоев также может быть выбран из карбидов, нитридов, карбонитридов, боридов, оксидов, сульфидов и силицидов следующих элементов: кремния, титана, хрома, алюминия, меди, молибдена, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Один или более буферных слоев обычно располагают между поверхностью муфтового устройства или покрытия из твердого сплава или промежуточного слоя и одним или более слоями со сверхнизким коэффициентом трения или между слоями со сверхнизким коэффициентом трения. Толщина буферного слоя может быть меньше или равна или превышать толщину соседних слоев.

В одном из воплощений описанные выше буферные слои могут быть нанесены совместно с АПУ слоем (слоями), например, способом ПХОГФ, в котором для нанесения АПУ слоя и буферного слоя (например, Ti, Si и т.д.) применяют источник и/или мишень. В одном из воплощений способа применяют чередование, например, буферный слой осаждают на основу до достижения целевой толщины. Затем осаждение буферного слоя прекращают и затем осаждают АПУ слой до достижения целевой толщины. Этот процесс повторяют до получения требуемой многослойной структуры/толщины. Недостатком этого способа является образование резких границ раздела между АПУ слоями и буферными слоями, поскольку резкие границы могут служить источниками образования трещин и отслоения. Кроме того, из-за относительно низкой температуры осаждения, существенной взаимной диффузии слоев на границе раздела между буферным слоем и АПУ слоем не наблюдается, то есть в результате получают дискретную по составу многослойную структуру.

В другом воплощении может быть получено многослойное покрытие из чередующихся АПУ и буферных слоев с нечеткими границами раздела. Постепенный переход от слоя к слою позволяет усиливать адгезию между АПУ и буферным слоем в соответствии со следующими механизмами: (а) инициирование образования Х-С связей, где Х обозначает неуглеродный элемент или неуглеродные элементы в буферном слое; (b) постепенное снижение остаточных напряжений при переходе от АПУ слоя к буферному слою; и (с) постепенное изменение характера связей при переходе от АПУ слоя к буферному слою. Улучшенная структура границы раздела, т.е. включение постепенно изменяющегося буферного слоя позволяет снижать вероятность образования трещин/отслоения вдоль нечеткой границы раздела между буферным и АПУ слоями, что, таким образом, улучшает ударопрочные свойства всего покрытия и несущую способность АПУ покрытия, что приводит к увеличению срока службы устройства за счет нанесения на него покрытия с низким коэффициентом трения.

Промежуточные слои

В другом воплощении муфтового устройства с покрытием согласно настоящему изобретению, многослойное покрытие со сверхнизким коэффициентом трения может дополнительно включать один или более промежуточный слой, помещенный между внешней поверхностью корпуса муфты в сборе или слоем покрытия из твердого сплава и слоями со сверхнизким коэффициентом трения, нанесенный на по меньшей мере часть открытой внешней поверхности.

В одном из воплощений, при использовании в качестве материала промежуточного слоя сплава на основе никеля, слой может быть получен электроосаждением. Никель может быть нанесен электроосаждением в виде промежуточного слоя, имеющего заранее заданную твердость, составляющую от 150 до 1100, или от 200 до 1000, или от 250 до 900, или от 300 до 700 Hv (твердость по Виккерсу). Никель представляет собой серебристо-белый металл, то есть внешний вид промежуточного слоя на основе сплава никеля может быть от тускло-серого до практически белого с ярким блеском. В одном из воплощений промежуточных слоев из никелевого сплава согласно настоящему изобретению, никель, осажденный сульфаматным способом, может быть нанесен электроосаждением в ванне, содержащей сульфаматный электролит, включающий никель. В другом воплощении промежуточных слоев из никелевого сплава согласно настоящему изобретению, никелевое покрытие может быть нанесено способом Уатта в электролитической ванне, содержащей раствор сульфата никеля. Никель, осажденный способом Уатта, обычно имеет более блестящую поверхность, чем никель, осажденный сульфаматным способом, поскольку даже в растворах Уатта для нанесения матовых покрытий содержится добавка, измельчающая зерно, которая улучшает осаждение. Никель, осажденный способом Уатта, также может иметь полуматовую поверхность. Никель, осажденный способом Уатта для получения полуматовых поверхностей, имеет более блестящую поверхность, поскольку электролитические растворы содержат органическая и/или металлсодержащая блескообразующая добавка. Блескообразующие добавки, содержащиеся в растворах Уатта, выравнивают нанесенное покрытие, которое образует более гладкую поверхность, чем нижележащая деталь. Полуматовые покрытия, полученные способом Уатта, могут быть легко отшлифованы до ультрагладких блестящих поверхностей. Электролитические блескообразующие растворы никеля, содержат более высокие концентрации органических блескообразующих добавок, выравнивающих покрытия. Блескообразующие добавки на основе серы обычно используют для выравнивания на ранних стадиях осаждения, а блескообразующие органические добавки, не содержащие серы, например, формальдегид, используют для получения полностью блестящих покрытий по всей толщине слоя. В другом воплощении никелевый сплав, используемый для нанесения промежуточного слоя, может быть получен из никелевой черни, которую часто наносят на подслаивание для слоя никеля, нанесенного электролитическим способом или химическим восстановлением. Неограничивающие примеры улучшенных свойств, обеспечиваемых промежуточным слоем на основе никеля, включают предотвращение коррозии, магнитные свойства, гладкую поверхность, яркость, смазывающую способность, твердость, отражательную способность и излучательную способность.

В другом воплощении сплав на основе никеля, используемый для получения промежуточного слоя, может быть нанесен способом химического восстановления никеля. В этом воплощении нанесение никеля химическим восстановлением представляет собой автокаталитический процесс, и осаждение не требует приложения внешнего поля. Способ химического восстановления позволяет получать металлическое покрытие, независимо от формы детали или неровностей ее поверхности; таким образом, он не имеет основного недостатка электроосаждения, состоящего в вариации толщины покрытия, обусловленной изменениями плотности тока, зависящими от геометрии детали, на которую наносят покрытие, и ее связи с листовым анодом. При химическом восстановлении в растворе получают покрытие в тех местах, где раствор контактирует с предварительно подготовленной поверхностью; для этого не нужны конформные аноды и сложное оборудование. Так как в химической ванне поддерживают постоянную скорость осаждения, толщину покрытия можно легко контролировать, просто регулируя время погружения. Промежуточный слой, состоящий из никеля химического восстановления с низким содержанием фосфора, позволяет получать наиболее блестящие и твердые покрытия. Их твердость составляет от 60 до 70 Re (твердость по шкале Роквелла) (или 697 Hv ~1076 Hv). В другом воплощении в качестве промежуточного слоя может быть использован никель со средним содержанием фосфора, твердость которого приблизительно составляет от 40 до 42 Re (или 392 Hv ~412 Hv). Тепловая обработка может повысить твердость до значений 60-62 Re (или 697 Hv ~746 Hv). В этом случае слой имеет меньшую пористость и, следовательно, более высокое сопротивление коррозии, чем слой из никеля химического восстановления с низким содержанием фосфора. По сравнению с покрытиями со средним и низким содержанием фосфора, покрытия из никеля химического восстановления с высоким содержанием фосфора плотные и матовые. Среди всех покрытий из никеля химического восстановления, никель с высоким содержанием фосфора имеет самое высокое сопротивление коррозии; тем не менее, такие покрытия имеют более низкую твердость по сравнению с покрытиями, содержащими меньшие концентрации фосфора. Покрытия из никеля химического восстановления с высоким содержанием фосфора совершенно немагнитны. Для получения промежуточных слоев из никелевых сплавов согласно настоящему изобретению, в качестве слоя-подложки для металлов, сцепление с которыми происходит при обжиге, может быть использован бор-никель. Аморфная матрица NiP также может включать вторую диспергированную фазу. Неограничивающие примеры второй диспергированной фазы включают: i) полученную химическим восстановлением NiP матрицу, включающую мелкие алмазные наночастицы второй фазы; ii) полученную химическим восстановлением NiP матрицу, содержащую частицы гексагонального нитрида бора, диспергированные внутри матрицы; и iii) полученную химическим восстановлением NiP матрицу, включающую субмикронные частицы ПТФЭ (политетрафторэтилена) (например, 20-25% объемн. Тефлона), равномерно диспергированные во всем покрытии.

В другом воплощении для получения гладкой и отражающей поверхности, промежуточный слой мог быть получен электроосаждением хрома. Твердые или функциональные промежуточные слои, полученные электроосаждением хрома, имеют высокую твердость, составляющую от 700 до 1000, или от 750 до 950, или от 800 до 900 Hv, имеют блестящую и гладкую поверхность и устойчивы к коррозии при толщине, составляющей от 20 мкм до 250, или от 50 до 200, или от 100 до 150 мкм. Промежуточные слои, полученные электроосаждением хрома, могут быть нанесены простым и экономичным способом. В другом варианте этого воплощения в качестве промежуточного слоя, образующего долговечное покрытие с гладкой поверхностью, может быть использовано декоративное хромовое покрытие. Толщина промежуточного слоя декоративного хромового покрытия может составлять от 0,1 мкм до 0,5 мкм, или от 0,15 мкм до 0,45 мкм, или от 0,2 мкм до 0,4 мкм, или от 0,25 мкм до 0,35 мкм. Промежуточный слой декоративного хромового покрытия может быть нанесен поверх блестящего никелевого покрытия.

В другом воплощении промежуточный слой может быть нанесен на корпус в сборе, муфту или покрытие из твердого сплава способом ультратонкой полировки, с помощью которого удаляют канавки от машинной обработки/шлифовки, получая среднюю шероховатость поверхности (Ra) менее 0,25 мкм.

В другом воплощении промежуточный слой может быть нанесен на корпус в сборе, муфту или покрытие из твердого сплава одним или более следующих способов, неограничивающие примеры которых включают: ФОГФ, ПХОГФ, ХОГФ, ионную имплантацию, науглероживание, азотирование, борирование, сульфидирование, силицидирование, окисление, электрохимический способ, химическое восстановление, термическое распыление, кинетическое распыление, лазерный способ, способ перемешивающей сварки трением, дробеструйный наклеп, способ лазерной нагартовки, сварку, пайку, сверхтонкую полировку, трибохимическую полировку, электрохимическую полировку и их комбинации.

Границы раздела

Тип границы раздела между разными слоями покрытия может существенно влиять на характеристики и долговечность покрытия. В частности, резкие границы раздела могут служить источниками ослабления, включающими один или более следующих дефектов: концентрацию напряжений, пустоты, остаточные напряжения, сколы, отслоение, усталостные трещины, плохую адгезию, химическую несовместимость и механическую несовместимость. Одним из неограничивающих примеров способов улучшения характеристик покрытия является создание нечетких границ раздела.

В нечетких границах раздела происходит постепенное изменение типа материала и физических свойств между слоями, что снижает концентрацию источников ослабления. Один из неограничивающих примеров способов создания нечетких границ раздела является постепенное прекращение нанесения первого слоя и одновременное постепенное начало осаждения второго слоя. Толщина нечеткой границы раздела зависит от изменения скорости перехода от одного процесса к другому. Толщина нечеткой границы раздела может составлять от 10 нм до 10 микрон или от 20 нм до 500 нм или от 50 нм до 200 нм. В альтернативном варианте толщина нечеткой границы раздела может составлять от 5% до 95% толщины самого тонкого из соседних слоев.

Нанесение фигурного покрытия из твердого сплава

Испытания на износ на штифтодисковой машине показали более высокую долговечность покрытия, чем испытания на машине типа диск-колодка. Учитывая разную геометрию инструментов для испытания, было показано, что на штифтодисковой машине зерна песка, находящиеся в жидкой смазке, движутся вокруг зоны контакта между двумя телами, в то время как на машине типа диск-колодка зерна песка захватываются и не движутся вокруг зоны контакта. В отличие от точечного контакта, при линейной зоне контакта частицы песка проходят через участок контакта, в результате чего покрытие изнашивается быстрее. Нанесение фигурного покрытия из твердого сплава (в виде схемы) позволяет зернам песка двигаться под действием гидродинамических сил по альтернативному каналу через не контактирующие зоны и не проходить через зону максимального контактного давления.

Неограничивающие примеры фигур узора покрытия из твердого сплава включают поперечные канавки или прорези, продольные канавки или прорези, канавки или прорези, направленные под углом, спиральные канавки или прорези, зигзагообразные канавки или прорези, вогнутые, выпуклые элементы и любые их комбинации. Фигурные покрытия из твердого сплава могут быть нанесены непосредственно в виде фигур узора или нарезаны в покрытии из твердого сплава механическим способом после нанесения всего покрытия. В одном неограничивающем воплощении фигуры узора могут уменьшать поверхность контакта между покрытием из твердого сплава и обсаженной или необсаженной скважиной на 10%-90%.

Способы нанесения покрытия зависят от типа выбранных фигур узора. Неограничивающие примеры способов нанесения фигурного покрытия из твердого сплава включают наплавку, термическое распыление или лазерное плакирование/плакирование электронным пучком и лазерную сварку. Фигурное или в альтернативном варианте нефигурное покрытие из твердого сплава может быть получено и обработано одним или более способами, неограничивающие примеры которых включают: термическое распыление, кинетическое распыление, лазерный способ, перемешивающую сварку трением, дробеструйный наклеп, лазерную нагартовку, сварку, пайку, сверхтонкую полировку, трибохимическую полировку, электрохимическую полировку и их комбинации.

Фигуры узора выбирают в зависимости от прогнозируемых условий бурения. Угол наклона канавки или прорези в фигуре узора может быть выбран в зависимости от скорости вращения бурильной штанги, с учетом того, что скорость вращения превышает осевую скорость, то есть при рассмотрении с поверхности бурильная колонна обычно "вращается направо" (по часовой стрелке). Так, один из неограничивающих примеров фигур узора представляет собой полученную лазерной сваркой однослойную спираль, имеющую малый угол наклона относительно горизонтальной оси покрытия из твердого сплава, где канавки или желобки между участками покрытия из твердого сплава имеют глубину от 1 мм до 5 мм и ширину от 1 мм до 5 мм. Дополнительные неограничивающие детали фигур узора включают канавки или прорези под углом, перпендикулярным или почти перпендикулярным к горизонтальной оси участка твердого покрытия, которые обеспечивают гидродинамическую смазку в горизонтальном стволе скважины и создают пути оттока абразивных частиц. Другой неограничивающий пример фигур узора включает выпуклые элементы диаметром от 1 мм до 10 мм, обеспечивающие пути оттока абразивных частиц. На Фиг.34 показаны неограничивающие примеры схем нанесения покрытий из твердого сплава, имеющих фигурные поверхности (изображения представлены не в масштабе).

Другие предпочтительные воплощения

В другом воплощении нечеткой границы раздела буферного слоя отношение sp2/sp3 в АПУ слое может регулироваться в зависимости от толщины слоя. Это называется отношением sp2/sp3 в воплощении слоя АПУ. Регулирование отношения sp2/sp3 при осаждении позволяет регулировать плотность остаточных напряжений на границе раздела буферного слоя. В одном из вариантов этого воплощения, регулировка параметров осаждения в начале осаждения АПУ вблизи границы раздела с буферным слоем может вызывать обогащение слоя sp2-атомами, и последующее постепенное изменение параметров позволяет увеличивать концентрацию sp3-атомов во внутренней части АПУ слоя. Неограничивающие примеры параметров осаждения АПУ, изменение которых позволяет регулировать отношение sp2/sp3 в АПУ слое покрытия, включают: смещение основы, импульсное воздействие и изменение газовых отношений. Получаемый в результате градиент распределения напряжений может снижать вероятность отслоения вдоль границы раздела АПУ-буферный слой. Получение заранее заданной структуры границы раздела между АПУ и буферным слоем и эффективное регулирование свойств АПУ структуры в целом (например, получение значений твердости, описанных выше) позволяет повышать долговечность описанных АПУ покрытий.

В одном из предпочтительных воплощений муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению, на устройства могут быть нанесены аморфные слои покрытия на основе многослойного углерода, например, алмазоподобного углерода (АПУ). Покрытия из алмазоподобного углерода (АПУ), подходящие для муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах могут быть выбраны из ta-C, ta-C:H, АПГУ, ПГУ, ГПГУ, Si-АПУ, Ti-АПУ, Cr-АПУ, Me-АПУ, M-АПУ, O-АПУ, В-АПУ, F-АПУ и их комбинаций. Особенно предпочтительными АПУ покрытиями для указанного применения является АПГУ или ta-C:H. Структура многослойных АПУ покрытий может включать отдельные АПУ слои, между которыми расположены адгезионные или буферные слои. Неограничивающие примеры материалов для адгезионных или буферных слоев, применяемых совместно с АПУ покрытиями, включают следующие элементы или сплавы следующих элементов: кремния, алюминия, меди, молибдена, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Другие неограничивающие примеры материалов для адгезионных или буферных слоев, применяемых совместно с АПУ покрытиями, включают: карбиды, нитриды, карбонитриды, оксиды следующих элементов: кремния, алюминия, меди, молибдена, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Буферные или адгезионные слои служат упрочняющими и снижающими остаточные напряжения слоями, и их введение позволяет повышать толщину многослойных покрытий, включающих АПУ, при сохранении целостности и долговечности покрытия.

В другом предпочтительном воплощении муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению, для повышения долговечности, механической целостности и свойств, улучшающих работу в глубине скважины, относительно тонких АПУ покрытий, может быть создано гибридное покрытие, в котором один или более АПУ слоев покрытия могут быть нанесены современное покрытие из твердого сплава. Это воплощение обеспечивает повышенную прочность на границе раздела АПУ-покрытие из твердого сплава, а также обеспечивает защиту устройства, находящегося на глубине скважины, от преждевременного износа АПУ или отслоения АПУ покрытия. В другом варианте этого воплощения, для повышения долговечности и сопротивления износу, трению, повышения усталостной прочности и сопротивления коррозии АПУ покрытий, один или более промежуточный слой, например, полученный при дополнительной обработке поверхности может быть нанесен на корпус в сборе, муфту или покрытие из твердого сплава перед нанесением АПУ слоя (слоев). Дополнительный способ обработки поверхности может быть выбран из ионной имплантации, азотирования, науглероживания, дробеструйного наклепа, оплавления лазерным и электронным пучком, лазерной нагартовки и их комбинаций. Обработка поверхности позволяет упрочнять поверхность основы посредством введения дополнительных молекул и/или создания компрессионных остаточных напряжений, предотвращающих рост трещин под действием ударных нагрузок и повреждения при износе. В другом варианте этого воплощения между обработанной поверхностью и одним или более буферными слоями или слоями со сверхнизким коэффициентом трения может быть помещен один или более описанный выше промежуточный слой. Кроме того, один или более промежуточный слой может быть подвергнут дополнительной обработке поверхности способами, указанным выше.

На Фиг.26 представлен пример воплощения покрытия, наносимого на муфтовое устройство для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее многослойные гибридные покрытия, в котором АПУ слой покрытия нанесен поверх покрытия из твердого сплава, находящегося на стальной основе. В другом варианте этого воплощения покрытие из твердого сплава может быть подвергнуто последующей обработке (например, травлению), обнажающей карбидные частицы сплава, что усиливает адгезию покрытий со сверхнизким коэффициентом трения к покрытию из твердого сплава, как видно из Фиг.26. Гибридные покрытия, состоящие из многослойных покрытий и покрытий из твердого сплава могут быть нанесены на устройства, работающие в глубине скважины, например, бурильные замки и стабилизатор, для повышения долговечности и механической целостности АПУ покрытий, нанесенных на эти устройства, и для создания "второй линии защиты" на случай износа или отслоения внешнего слоя в агрессивном окружении на глубине скважины, вызывающем износ и эрозию при роторном бурении под землей. В другом варианте этого воплощения один или более описанных выше буферных слоев и/или один или более промежуточных слоев может быть включен в структуру гибридного многослойного покрытия с целью дополнительного улучшения свойств и характеристик выполнения операций бурения газонефтяных скважин, заканчивания и добычи.

Применение указанных способов нанесения покрытий на муфты, фиксируемые на устройствах для эксплуатации в газонефтяных скважинах, позволяют получать преимущества при проведении операций, неограничивающие примеры которых включают бурение, заканчивание, интенсификацию притока, ремонтные работы и эксплуатационные работы. Нанесение подробно рассмотренных выше покрытий на муфтовые устройства для уменьшения трения, износа, эрозии, коррозии и образования отложений позволяет повышать эффективность и надежность операций бурения, заканчивания, интенсификации притока, ремонтных работ и эксплуатационных работ.

Примеры воплощений способов применения муфтового устройства с покрытием

В одном из примеров воплощения улучшенный способ применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает: получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных слоев, расположенных между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

В другом примере воплощения улучшенный способ применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает: получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более тело, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник, одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тел, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слой со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточных слоев, расположенных между одной или более муфтами и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, где минимальная твердость по Виккерсу по меньшей мере одного из промежуточных слоев составляет 400, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

В другом примере воплощения муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие выбрано из аморфного сплава, подвергнутого термической обработке композитного покрытия на основе никеля-фосфора нанесенного электроосаждением или химическим восстановлением, с содержанием фосфора, превышающим 12% масс., графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы (например, углеродных наноколец), продолговатых частиц, и их комбинаций, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

В другом примере воплощения муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более тело, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник, одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тел, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие выбрано из аморфного сплава, подвергнутого термической обработке композитного покрытия на основе никеля-фосфора нанесенного электроосаждением или химическим восстановлением, с содержанием фосфора, превышающим 12% масс., графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы (например, углеродных наноколец), продолговатых частиц, и их комбинаций, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

Способы испытаний

Коэффициент трения определяли, применяя шародисковую машину для испытаний в соответствии со способом испытаний ASTM G99. Для испытаний применяли два образца - плоский диск и образец с закругленным в виде шара концом. Закругленный образец, жестко закрепленный в держателе, располагали перпендикулярно плоскому диску. Плоский диск диаметром 2,7 дюйма (6,86 см) вращают по кругу так, что он скользит по закругленному образцу. К шару вертикально вниз прикладывают нормальную нагрузку, прижима шар к диску. Определенная нормальная нагрузка может быть создана приложением массы, гидравлическим или пневматическим нагружающими механизмами. Силы трения, прилагаемые во время испытаний, определяли, применяя динамометрический преобразователь, работающий на сжатие, или аналогичное устройство, чувствительное к прилагаемой силе, присоединенное к держателю шара. Коэффициент трения может быть вычислен делением полученной силы трения на нормальную нагрузку. Испытания проводили при комнатной температуре и при 150°F (65,56°C) при разных значениях скоростей скольжения. На диск наносили испытуемый материал покрытия, к которому прижимали шар диаметром 4 ~ 5 мм из кварца или мягкой стали. Условия в эталонном окружении включают буровой раствор на основе масла (нефти) при скорости сдвига 0,6 м/с и нагрузке 300 г при 150°F (65,56°С) (см. Фиг.21).

Снижение или возрастание скорости оценивали, измеряя коэффициент трения при разных скоростях скольжения с помощью шародисковой машины для испытаний на силу трения в соответствии со способом испытаний ASTM G99, описанным выше.

Твердость по Виккерсу определяли в соответствии со способом испытаний ASTM C1327. Испытания твердости по Виккерсу состоят в вдавливании в испытуемый материал алмазного наконечника, имеющего форму правильной пирамиды с квадратным основанием и углом 136 градусов между противоположными гранями, к которому прикладывают нагрузку от 1 до 100 кг-сил (приблизительно от 9,8 Н до 980 Н). Полную нагрузку обычно прикладывают в течение времени от 10 до 15 секунд. Остающиеся на поверхности материала после снятия нагрузки две диагонали оценивали с помощью микроскопа и вычисляли среднее. Затем вычисляли площадь наклонной поверхности вогнутого элемента. Твердость по Виккерсу представляет собой отношение нагрузки, выраженной в кгс, площади вогнутого элемента, выраженной в ми мм2. Преимуществом измерения твердости по Виккерсу является высокая точность и использование наконечника одного типа для всех типов металлов и обработанных поверхностей. Твердость тонких покрытий (например, менее 100 мкм) определи, оценивая наноуглубления, прикладывая нормальную нагрузку (Р) к поверхности покрытия с помощью наконечника, имеющего хорошо известную пирамидальную геометрию (например, наконечник Берковича (Berkovich), представляющий собой трехгранную пирамиду). Получение наноуглублений с помощью малых нагрузок и размеров наконечника позволяет устранять или снижать влияние основы, то есть площадь углубления может составлять несколько квадратных микрометров или даже нанометров. При измерениях с помощью наноуглублений записывают глубину погружения и затем вычисляют площадь углубления, исходя из известной геометрии наконечника. Значение твердости получают делением величины нагрузки (кгс) на площадь углубления (мм2).

Характеристики износостойкости определяли с помощью шародискового устройства в соответствии со способом испытаний ASTM G99. Степень износа или объемный износ диска и шара определяли, измеряя размеры обоих образцов до и после испытания. Глубину или изменение формы дорожки на диске при износе определяли с помощью лазерной профилометрии поверхности и атомной силовой микроскопии. Степень износа или объемный износ шара определяли, измеряя размеры образцов до и после испытания. Объемный износ шара вычисляли, исходя из известной геометрии и размеров шара.

Угол смачивания водой определяли в соответствии со способом испытаний ASTM D5725. В способе, называемом "способом лежачей капли", для определения контактного угла жидкости применяют гониометр, в котором для определения профиля чистой жидкости на твердой основе применяют оптическую систему. Каплю жидкости (например, воды) помещают (или капают с определенной высоты) на твердую поверхность. После того, как жидкость успокаивается (получают лежачую каплю), капля восстанавливает поверхностное натяжение и принимает округлую форму на твердой поверхности. Угол между жидкостью и твердой поверхностью и жидкостью и газовой фазой называется углом контакта (краевым углом). Угол контакта, при котором овальная капля контактирует с поверхностью, определяет сродство между двумя веществами. Так, плоская капля указывает на высокое сродство, и в этом случае говорят, что жидкость "смачивает" основу. Более округлая капля (по высоте) на поверхности указывает на меньшее сродство, и угол между каплей и твердой поверхностью более острый. В этом случае говорят, что жидкость "не смачивает" основу. В способе лежачей капли применяют камеры с высоким разрешением и программное обеспечение, позволяющее распознать и проанализировать угол контакта.

При проведении сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) применяли сканирующий электронный микроскоп при ускоряющем напряжении 15-20 кВ. Образцы для СЭМ подготавливали, разрезая основы с покрытием по вертикали и затем обрабатывая металлографическими способами. При проведении сканирующей электронной трансмиссионной электронной микроскопии (СТЭМ) анализа состава применяли микроскоп, работающий при 300 кВ, снабженный спектрометром для измерения энергетических потерь электронов (ЭПЭС), имеющим высокое разрешение. С помощью СТЭМ были получены изображения структуры покрытий в кольцевом темном поле при больших углах (КТПБУ) и светлом поле (СП). Пример СЭМ изображения и КТПБУ - СТЭМ изображения подходящего покрытия показан на Фиг.29.

После первоначальных испытаний с использованием шародисковой машины для испытаний, были проведены дополнительные испытания при разной геометрии контакта. При проведении второй фазы лабораторных испытаний были проведены несколько комбинаций материалов основ с твердым покрытием и покрытий. Для более точного воспроизведения условий бурения проводили испытания на машине типа "диск-колодка", в которых в кольцо диаметром приблизительно 2 дюйма (3,08 см) и шириной 1/4 дюйма (6,4 мм) вдавливали небольшой блок (колодку). Эти испытания проводили с помощью общедоступной установки, которая была предоставлена Center for Tribology Research (CETR).

Испытания буровых замков проводили с использованием стандартного промышленного оборудования для испытаний, выбирая несколько конфигураций материалов основ и покрытий. Испытания проводили в MOHR Engineering, Хьюстон, Техас. На стальные кольца и кольца с твердым покрытием, имеющие те же размеры, что и буровой замок, наносили различные покрытия. В этом испытании внешние кольца из материала обсадки или песчаника прижимали к замку, имеющему покрытие, который вращался в зажиме токарного станка. В то же время внешнее кольцо совершало осевые возвратно-поступательные движения, и на поверхность между двумя телами впрыскивали с помощью форсунок и системы циркуляции буровой раствор.

Данные, полученные в этих испытаниях, позволили оценить направление исследования до проведения испытаний компонентов с покрытием в полевых условиях и выявить комбинации материалов и способы нанесения, которые с наибольшей вероятностью имели бы наилучшие характеристики в реальном окружении.

ПРИМЕРЫ

Иллюстративный Пример 1

АПУ покрытия были нанесены на основы из стали марки 4142 осаждением из газовой фазы. Толщина АПУ покрытий составляла от 1,5 до 25 микрометров. Измеренная твердость по Виккерсу составляла от 1300 до 7500. Для получения характеристик истирания и износа покрытий проводили лабораторные испытания на шародисковой машине для испытаний. Для моделирования условий в необсаженной скважине и обсаженной скважине в качестве соприкасающихся материалов использовали кварцевый шар и шар из мягкой стали, соответственно. В одном из испытаний при обычной температуре, для моделирования условий в необсаженной скважине, сталь марки 4142 без покрытия, АПУ покрытие и коммерческое покрытие предшествующего уровня техники, полученное наплавкой твердого сплава, испытывали в "сухих" или обычных условиях на воздухе при соприкосновении с кварцем при нормальной нагрузке, составляющей 300 г, и скорости скольжения, составляющей 0,6 м/с. Как показано на Фиг.19, фрикционные характеристики (снижение коэффициента трения) АПУ покрытия почти в 10 раз превосходят характеристики стали марки 4142 без покрытия и покрытия из твердого сплава.

В другом испытании при обычной температуре, для моделирования условий в обсаженной скважине, сталь марки 4142 без покрытия, АПУ покрытие и коммерческое покрытие предшествующего уровня техники, полученное наплавкой твердого сплава, испытывали при соприкосновении с мягкой сталью. Как показано на Фиг.19, фрикционные характеристики (снижение коэффициента трения) АПУ покрытия почти в 3 раза превосходят характеристики стали марки 4142 без покрытия и покрытия из твердого сплава. Благодаря более высокой твердости, чем у соприкасающихся материалов (т.е. кварца и мягкой стали), АПУ покрытие отшлифовывало кварцевый шар. Тем не менее, объемный износ и кварцевого шара, и шара из мягкой стали был минимальным. С другой стороны, обычная сталь и покрытие из твердого сплава вызывали значительный износ кварцевого шара и шара из мягкой стали, что указывает на то, что они не слишком "мягкие" для обсадки.

Определение коэффициента трения и износа на шародисковой машине проводили также при обычной температуре в буровом растворе на нефтяной основе. Для моделирования условий в необсаженной скважине и обсаженной скважине, соответственно, в качестве соприкасающихся материалов использовали кварцевый шар и шар из мягкой стали. Как видно из Фиг.20, АПУ покрытия имеют значительные преимущества по сравнению с коммерческим покрытием из твердого сплава. По сравнению со сталью марки 4142 без покрытия и покрытием из твердого сплава, АПУ покрытия демонстрируют улучшение фрикционных характеристик (снижение коэффициента трения) почти на 30%. Благодаря более высокой твердости, чем у кварца, АПУ покрытие отшлифовывало кварцевый шар. С другой стороны, в случае стального диска без покрытия значительный износ наблюдался как у шара из мягкой стали, так и у кварцевого шара и самого стального диска. Для сравнения: износ диска с твердым покрытием был промежуточным между износом диска с АПУ покрытием и стального диска без покрытия.

На Фиг.21 представлены и износа и трения при повышенных температурах. Испытания проводили в буровом растворе на нефтяной основе при нагреве до 150°F (65,56°С), также применяя для моделирования условий в необсаженной скважине и обсаженной скважине соответственно кварцевый шар и шар из мягкой стали. По сравнению со сталью марки 4142 без покрытия и коммерческим покрытием из твердого сплава, АПУ покрытия демонстрируют улучшение фрикционных характеристик (снижение коэффициента трения) почти на 50%. Сталь без покрытия и покрытие из твердого сплава вызывали износ соприкасающихся шара из кварца и шара из мягкой стали, в то время как трение этих же предметов по АПУ покрытию вызывало значительно меньшие их повреждения при износе.

На Фиг.22 представлены фрикционные характеристики АПУ покрытия при повышенной температуре (150°F (65,56°C) и 200°F (93,33°C)). Проведенные испытания показывают, что АПУ покрытия имеют низкий коэффициент трения при повышенной температуре, составляющей до 200°F (93,33°С). Напротив, коэффициент трения стали без покрытия и покрытия из твердого сплава значительно повышается при повышении температуры.

Иллюстративный Пример 2

В лабораторных испытаниях на износ/трение зависимость коэффициента трения от скорости (снижение или повышение скорости) определяли для АПУ покрытия и стали марки 4142 без покрытия, измеряя напряжение сдвига, требуемое для скольжения в диапазоне скоростей сдвига от 0,3 м/с до 1,8 м/с. При испытаниях на износ при трении скольжения сухих поверхностей в качестве соприкасающегося материала использовали кварцевый шар. Снижение скорости при использовании АПУ покрытия в сравнении со сталью без покрытия показано на Фиг.23. Коэффициент трения стали марки 4142 без покрытия снижается при снижении скорости скольжения (наблюдается значительное снижение скорости), в то время как при использовании АПУ покрытий снижение скорости не наблюдается, а напротив, имеется некоторое увеличение скорости при возрастании КТР (т.е. небольшое увеличение КТР при возрастании скорости скольжения), которое может быть использовано для снижения крутильной нестабильности, вызывающей вибрации прилипания-проскальзывания.

Иллюстративный Пример 3

Для увеличения толщины АПУ покрытий, т.е. повышения их долговечности, были изготовлены многослойные АПУ покрытия. В одном из вариантов общая толщина многослойного АПУ покрытия составляла от 6 мкм до 25 мкм. На Фиг.24 представлен СЭМ изображения однослойных и многослойных АПУ покрытий для компоновок бурильных колонн, получаемых способом ПХОГФ. АПУ покрытия включали буферные слои, также известные как адгезионные слои. В данном случае материал буферного слоя содержал кремний.

Иллюстративный Пример 4

Поверхностная энергия основ с покрытием из АПУ в сравнении с поверхностной энергией стали марки 4142 без покрытия определяли, измеряя угол смачивания водой. Результаты, показанные на Фиг.25, указывают на то, что АПУ покрытие обеспечивает гораздо более низкую поверхностную энергию в сравнении с поверхностью стали без покрытия. Меньшая энергия поверхности вызывает меньшее прилипание к поверхности, что может снижать или предотвращать округление наконечника/стабилизатора и предотвращать образование отложений асфальтенов, парафинов, накипи и/или гидратов.

Иллюстративный Пример 5

На Фиг.27 показана шероховатость нешлифованных, шлифованных колец и колец с покрытием из Ni-P. В частности, на Фиг.27 представлены значения шероховатости, полученные при помощи оптического профилометра, действие которого основано на измерении интерференции белого света от: а) нешлифованного кольца; b) очень тонко отшлифованного кольца; и с) нешлифованного кольца с АПУ покрытием, содержащим Ni-P промежуточный слой. Слева представлены оптические изображения сканированной области, а профили поверхности представлены справа. Сканирование каждого образца выполняли три раза по площади 0,53 мм на 0,71 мм. Шероховатость нешлифованного кольца оказалась довольно высокой (Ra ~0,28 мкм). Шероховатость сверхтонко отшлифованного кольца была почти на порядок величины меньше (Ra ~0,06 мкм), чем у нешлифованного кольца. Полученное химическим восстановлением покрытие Ni-P на нешлифованном кольце дает приблизительно тот же уровень шероховатости (Ra ~0,08 мкм) что и у сверхтонко отшлифованного кольца. Это показывает, что осаждение промежуточного слоя из Ni-P на шероховатую поверхность может повышать гладкость поверхности и, следовательно, позволяет не выполнять длительный этап тонкой полировки перед нанесением покрытий со сверхнизким коэффициентом трения.

Иллюстративный Пример 6

Показатели истирания и износа нешлифованного кольца без покрытия в сравнении с показателями кольца с АПУ покрытием, включающим Ni-P промежуточный слой, показаны на Фиг.28. Более конкретно, на Фиг.28 представлена зависимость среднего коэффициента трения от скорости кольца с АПУ покрытием, включающим Ni-P промежуточный слой, и нешлифованного кольца без покрытия. Трибологические испытания проводили с помощью трибометра типа диск-колодка (ДК). В качестве смазочного материала при испытаниях применяли буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2% песка. Испытания проводили при комнатной температуре, варьируя остальные условия (скорость и нагрузку) с целью оценки фрикционных характеристик и долговечности колец с покрытием. Зависимость трения от скорости, также известная как кривая Штрибека, показана на Фиг.28. Кривые Штрибека обычно используют для определения зависимости величины трения от жесткости контакта при наличии смазки. Во всех случаях кривая Штрибека, полученная для кольца с АПУ покрытием, включающим Ni-P промежуточный слой, демонстрирует меньшую величину трения, как при низких, так и при высоких скоростях по сравнению с нешлифованным кольцом без покрытия. Таким образом, очевидно, что наличие Ni-P промежуточного слоя позволяет снижать шероховатость поверхности, а также значительно снижает трение по сравнению с нешлифованным кольцом без покрытия, имеющим большую шероховатость.

Иллюстративный Пример 7

Для примера была получена двухпериодная структура, включающая АПУ-буферный слой (материал буферного слоя представлял собой Ti), где первый из нанесенных Ti буферных слоев имел нечеткую границу раздела (например, между АПУ слоем и первым Ti буферным слоем). Второй Ti буферный слой был нанесен с резкой границей раздела. Полученная многослойная структура показана на Фиг.30. Нечеткая граница раздела между первым Ti буферным слоем и слоем АПУ и резкая граница раздела между вторым Ti буферным слоем и слоем АПУ показаны на Фиг.31. Более конкретно, на Фиг.30 показаны изображения двухпериодной Ti-АПУ структуры, полученные с помощью сканирующей трансмиссионной электронной микроскопии (СТЭМ) в кольцевом темном поле при больших углах (КТПБУ) (слева) и в светлом поле (СП). На Фиг.31 представлены профили составов, полученные с помощью спектроскопии энергетических потерь электронов (ЭПЭС), показывающие постепенную буферную границу раздела между Ti-слоем 1 и АПУ (верхнее и нижнее изображения слева) и резкую границу раздела между Ti-слоем 2 и АПУ (верхнее и нижнее изображения справа). Двухпериодную АПУ структуру наносили на образцы кольцеобразной формы, имеющие подходящую геометрию, и испытывали в лабораторном (CETR-BOR) и промышленном масштабах (MOHR). Последующий анализ испытанных образцов показал отслоение на резкой границе раздела между вторым титановым буферным слоем и АПУ слоем. Это позволяет заключить, что создание нечетких границ раздела придает конструкции улучшенные адгезионные характеристики раздела фаз. Репрезентативные изображения испытуемых образцов показаны на Фиг.32. Более конкретно, на Фиг.32 представлены СЭМ изображения, демонстрирующие отслоение на резкой границе раздела между вторым титановым буферным слоем и АПУ слоем. Толщину границы раздела определяли как расстояние между 5% и 95% значениями граничной интенсивности импульсов титана в каждом слое. Толщина резких границ раздела составляла менее 20 нм, в то время как толщина нечетких границ раздела составляла более 100 нм. Сохранение первого АПУ слоя при MOHR испытаниях АПУ структур с нечеткими границами раздела демонстрирует улучшение эксплуатационных характеристик. Такие структуры успешно выдерживали боковые нагрузки, составляющие 3500 фунт-сила (приблизительно 15569 Н) крупномасштабных MOHR испытаниях - другие покрытия, не имеющие аналогичных структур, не выдерживали нагрузок такого уровня и разрушались.

Иллюстративный Пример 8 Ниже рассмотрены трибологические характеристики АПУ покрытий с разными буферными слоями. Испытания на долговечность и износ выполняли на трибометре типа диск-колодка (ДК). На Фиг.33 показана зависимость коэффициента трения от времени в заданных условиях испытания. Результаты показывают, что получаемый коэффициент трения АПУ покрытия зависит от типа выбранного буферного слоя. Самый низкий коэффициент трения был у АПУ покрытий с титановым буферным слоем. Низкий коэффициент трения (~0,1 или менее) также имели АПУ покрытия с буферными слоями из Si и Cr, и во всех случаях величина трения оставалась в основном постоянно на протяжении всего испытания. Величины износа при испытаниях диск-колодка для соответствующих кольцеобразных образцов, представленные ниже в Таблице 1, находятся в одном диапазоне, что указывает на незначительное влияние изменения контактного давления, то есть износ при испытаниях диск-колодка износ не оказывает заметного влияния на величину трения.

Таблица 1
Величины износа при испытаниях диск-колодка
Тип кольца при испытаниях диск-колодка Ширина дорожки износа на колодке
Кольцо с нечеткими границами слоев CrN+Ti/АПУ/Ti/АПУ 3,1 мм
Кольцо с нечеткими границами слоев CrN+Si/АПУ/Si/АПУ 2,1 мм
Кольцо с нечеткими границами слоев CrN+Cr/АПУ/Cr/АПУ 3,7 мм

Заявители попытались описать все предполагаемые воплощения и варианты применения описанного объекта изобретения. Тем не менее, могут существовать нерассмотренные несущественные модификации, которые могут рассматриваться как эквивалентные воплощения. Несмотря на то, что настоящее изобретение было описано с помощью конкретных примеров воплощения, очевидно, что после прочтения настоящего описания специалист сможет предложить множество изменений, модификаций и вариантов, включаемых в объем настоящего изобретения. Соответственно, настоящее изобретение включает все изменения, модификации и варианты подробно описанных выше воплощений и вариантов применения.

Содержание всех патентов, протоколов испытаний и других цитируемых документов, включающих приоритетные документы, полностью включено в настоящее описание посредством ссылки, если это содержание не противоречит описанию, во всех полномочиях, где такое цитирование правомочно.

При упоминании верхних и нижних пределов числовых значений, значения, заключенные между нижним пределом и верхним пределом также включены в описание.

1. Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее:
одно или более цилиндрическое тело,
одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела,
покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт,
покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт,
где покрытие включает один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения,
причем один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения выбраны из: аморфного сплава, нанесенного способом химического восстановления никель-фосфорного композита, графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы, включающих углеродные нанокольца, продолговатые частицы, и их комбинаций,
и один или более промежуточные слои, помещенные между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения.

2. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где покрытие из твердого сплава имеет фигуры узора, выбранные из: поперечных канавок или прорезей, продольных канавок или прорезей, канавок или прорезей, направленных под углом, спиральных канавок или прорезей, зигзагообразных канавок или прорезей, вогнутых элементов, выпуклых элементов и их комбинаций.

3. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где покрытие со сверхнизким коэффициентом трения дополнительно включает один или более буферных слоев.

4. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором по меньшей мере один из слоев имеет постепенно изменяющиеся свойства, или по меньшей мере одна из границ раздела между соседними слоями имеет постепенно изменяющиеся свойства, или имеются комбинации указанных свойств.

5. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором покрытие со сверхнизким коэффициентом трения на по меньшей мере части открытой внешней поверхности корпуса в сборе обеспечивает твердость по Виккерсу, превышающую 400 и коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15.

6. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором покрытие обеспечивает сопротивление износу, по меньшей мере в 3 раза превышающее сопротивление износу устройства без покрытия.

7. Муфтовое устройство с покрытием по п. 3, где материал одного или более буферных слоев выбран из элементов, сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов, боридов, сульфидов, силицидов и оксидов кремния, алюминия, меди, молибдена, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония, гафния и их комбинаций.

8. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором покрытие из твердого сплава включает материалы на основе металлокерамических сплавов; композиты с металлической матрицей; нанокристаллические сплавы металлов; аморфные сплавы; твердые металлические сплавы; карбиды, нитриды, бориды или оксиды элементарного вольфрама, титана, ниобия, молибдена, железа, хрома и кремния, диспергированные внутри металлической матрицы сплава; или их комбинации.

9. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где один или более промежуточных слоев включают нержавеющую сталь, сплав на основе хрома, сплав на основе железа, сплав на основе кобальта, сплав на основе титана или сплав на основе никеля, сплавы, или карбиды, или нитриды, или карбонитриды, или бориды, или силициды, или сульфиды, или оксиды следующих элементов: кремния, титана, хрома, алюминия, меди, железа, никеля, кобальта, молибдена, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония, гафния или их комбинаций.

10. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где один или более промежуточных слоев обеспечивает получение сверхгладкой поверхности со средней величиной шероховатости поверхности, составляющей менее 0,25 микрон, и по меньшей мере один из промежуточных слоев имеет минимальную твердость по Виккерсу 400.

11. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где одно или более цилиндрическое тело представляет собой устройство для строительства скважин.

12. Муфтовое устройство с покрытием по п. 11, где устройства для строительства скважин выбраны из: бурильной колонны, обсадной колонны, насосно-компрессорной колонны, троса/ плетеной лески/ многожильного провода/ одножильного провода/ тросового каната, колтюбинга, роторов и статоров Moyno™ с лопастями и винтовых насосов кавитационного типа, расширяемых трубопроводов, расширительных сердечников, центраторов, контактных колец, промывочных труб, фильтров с регенерацией механическим встряхиванием для контроля содержания твердой фазы, овершота и плашки ловильного инструмента, морских водоотделяющих колонн, поверхностных промысловых трубопроводов и их комбинаций.

13. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где одно или более цилиндрическое тело представляет собой устройство заканчивания и эксплуатационное устройство.

14. Муфтовое устройство с покрытием по п. 13, где устройства заканчивания и эксплуатационные устройства выбраны из: плунжерных подъемников; оборудования скользящих муфт заканчивания; колтюбинга; насосных штанг; Corods™; насосно-компрессорной колонны; станков-качалок; сальников; герметизирующих устройств и смазочных устройств; поршней и гильз для поршней; роторов и статоров Moyno™ с лопастями и винтовых насосов кавитационного типа; расширяемых трубопроводов; расширительных сердечников; линий регулирования и трубопроводов; инструментов для работ в скважине; тросов/ плетеной лески/ многожильного провода/ одножильного провода/ тросового каната; центраторов; контактных колец; перфорированных опорных труб; опорных труб с прорезями; фильтрующих опорных труб, предотвращающих поступление песка в скважину; промывочных труб; трубных ответвителей; инструментов для технического обслуживания, применяемых в операциях гравийной набивки; предохранительных патрубков; противопесочных фильтров, располагаемых внутри интервалов заканчивания; фильтров заканчивания Mazeflo™; спеченных фильтров; проволочных фильтров; фильтров с регенерацией механическим встряхиванием, предназначенных для контроля содержания твердой фазы; овершота и плашки ловильного инструмента; морских водоотделяющих колонн; поверхностных промысловых трубопроводов, трубопроводов обработки для интенсификации притока и их комбинаций.

15. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где одно или более цилиндрическое тело представляет собой соединительный штифт или соединительную коробку бурильного замка труб.

16. Муфтовое устройство с покрытием по любому из пп. 1-15, где одна или более муфта включает материалы на основе железа, углеродные стали, стальные сплавы, нержавеющие стали, сплавы на основе Al, сплавы на основе Ni, сплавы на основе Ti, керамику, металлокерамические сплавы, полимеры, карбид вольфрама и кобальта или их комбинации.

17. Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее:
устройство для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более тел, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник,
одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тел,
покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт,
где покрытие включает один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения,
причем один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения выбраны из: аморфного сплава, нанесенного способом химического восстановления никель-фосфорного композита, графита, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы, включающих углеродные нанокольца, продолговатые частицы, и их комбинаций,
и один или более промежуточные слои, помещенные между одной или более муфтами и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, где минимальная твердость по Виккерсу по меньшей мере одного из промежуточных слоев составляет 400.

18. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где покрытие со сверхнизким коэффициентом трения дополнительно включает один или более буферные слои.

19. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, в котором по меньшей мере один из слоев имеет постепенно изменяющиеся свойства, или по меньшей мере одна из границ раздела между соседними слоями имеет постепенно изменяющиеся свойства, или включает их комбинации.

20. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где покрытие со сверхнизким коэффициентом трения на по меньшей мере части открытой внешней поверхности корпуса в сборе обеспечивает твердость по Виккерсу, превышающую 400, и коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15.

21. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где покрытие обеспечивает сопротивление износу, по меньшей мере в 3 раза превышающее сопротивление износу устройства без покрытия.

22. Муфтовое устройство с покрытием по п. 18, где материал одного или более буферных слоев выбран из элементов, сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов, боридов, сульфидов, силицидов и оксидов кремния, алюминия, меди, молибдена, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония, гафния или их комбинаций.

23. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где одна или более муфта дополнительно включает покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части муфты.

24. Муфтовое устройство с покрытием по п. 23, где покрытие из твердого сплава включает материалы на основе металлокерамических сплавов; композиты с металлической матрицей; нанокристаллические сплавы металлов; аморфные сплавы; твердые металлические сплавы; карбиды, нитриды, бориды или оксиды элементарного вольфрама, титана, ниобия, молибдена, железа, хрома и кремния, диспергированные внутри металлической матрицы сплава; или их комбинации.

25. Муфтовое устройство с покрытием по п. 23, где покрытие из твердого сплава имеет фигуры узора, выбранные из: поперечных канавок или прорезей, продольных канавок или прорезей, канавок или прорезей, направленных под углом, спиральных канавок или прорезей, зигзагообразных канавок или прорезей, вогнутых элементов, выпуклых элементов и их комбинаций.

26. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где один или более промежуточных слоев включают нержавеющую сталь, сплав на основе хрома, сплав на основе железа, сплав на основе кобальта, сплав на основе титана, или сплав на основе никеля, сплавы или карбиды или нитриды или карбонитриды или бориды или силициды или сульфиды или оксиды следующих элементов: кремния, титана, хрома, алюминия, меди, железа, никеля, кобальта, молибдена, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония, гафния или их комбинаций.

27. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где один или более промежуточных слоев обеспечивает получение сверхгладкой поверхности со средней величиной шероховатости поверхности, составляющей менее 0,25 микрон.

28. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где одно или более тело включает по меньшей мере одно тело, имеющее по существу круглую, по существу эллиптическую или по существу многоугольную форму внешнего поперечного сечения, внутреннего поперечного сечения или внутреннего и внешнего поперечного сечения.

29. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где одно или более цилиндрическое тело представляет собой устройство для строительства скважин.

30. Муфтовое устройство с покрытием по п. 29, где устройства для строительства скважин выбраны из: штуцеров, клапанов, седла клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, кольцевых отсекающих клапанов, забойных клапанов-отсекателей, центрифуг, угловых штуцеров, тройников, соединительных фитингов, противовыбросовых превенторов, защитных втулок, динамических уплотнений металл-металл, находящихся в оборудовании уплотнений, совершающих возвратно-поступательные и/или вращательные движения, пружин в клапанах-отсекателях, амортизирующих переходников и ясов, лап каротажного инструмента, оборудования для перемещения буровой установки, столов и их комбинаций.

31. Муфтовое устройство с покрытием по п. 17, где одно или более тело представляет собой устройство заканчивания и эксплуатационное устройство.

32. Муфтовое устройство с покрытием по п. 31, где устройства заканчивания и эксплуатационные устройства выбраны из: штуцеров, клапанов, седла клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, устройств контроля проявлений в процессе бурения, клапанов скважин с компьютеризированным управлением, кольцевых отсекающих клапанов, забойных клапанов-отсекателей, центрифуг, газлифтных клапанов и клапанов ввода химикатов, угловых штуцеров, тройников, соединительных фитингов, противовыбросовых превенторов, защитных втулок, динамических уплотнений металл-металл, находящихся в оборудовании уплотнений, совершающих возвратно-поступательные и/или вращательные движения, пружин в клапанах-отсекателях, амортизирующих переходников и ясов, лап каротажного инструмента, боковых карманов, сердечников, клиньев пакеров, замков пакеров, датчиков уровня песка, индикаторов продуктивного потока, нецилиндрических компонентов противопесочных фильтров и их комбинаций.

33. Муфтовое устройство с покрытием по любому из пп. 17-32, где одна или более муфта включает материалы на основе железа, углеродные стали, стальные сплавы, нержавеющие стали, сплавы на основе Al, сплавы на основе Ni, сплавы на основе Ti, керамику, металлокерамические сплавы, полимеры, карбид вольфрама и кобальта или их комбинации.

34. Способ применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающий:
получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточные слои, расположенные между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, и
применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

35. Способ применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающий:
получение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более тело, при условии, что одно или более тело не включает буровой наконечник, одну или более муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более тел, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт, где покрытие включает один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения и один или более промежуточные слои, расположенные между одной или более муфтами и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения, где минимальная твердость по Виккерсу по меньшей мере одного из промежуточных слоев составляет 400, и
применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин,
где один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения выбраны из: аморфного сплава, нанесенного способом химического восстановления никель-фосфорного композита, графита, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, металлических частиц с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы, включающих углеродные нанокольца, продолговатые частицы, и их комбинаций.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, а именно к калибраторам, обеспечивающим сохранность заданного диаметра скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности работы калибратора.

Изобретение относится к центраторам бурильной колонны. Техническим результатом является исключение самопроизвольного перехода центрирующих элементов - плашек из транспортного положения в рабочее во время спуско-подъемных операций.

Настоящим изобретением создана бурильная труба стандартного веса с интегральной износостойкой накладкой. Бурильная труба с интегральной износостойкой накладкой создает увеличенную долговечность, сохраняя прочность, гибкость, малый вес и другие параметры показателей работы бурильной трубы стандартного веса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к устройствам для центрирования труб в скважине. Техническим результатом является уменьшение силы страгивания, использование центратора в скважинах с малым зазором, а также упрощение процесса установки центратора.

Изобретение относится к области буровой техники, а именно к устройствам для увеличения диаметра скважин в заданном интервале. Расширитель ствола скважины содержит центратор, корпус с центральным проходным каналом и пазами, лопасти, снабженные породоразрушающими элементами и выступами в форме зубьев, закрепленные в пазах корпуса с возможностью выдвижения, и механизм выдвижения лопастей в рабочее положение, полый вал с верхней резьбой для соединения со скважинным оборудованием, боковым отверстием и нижней втулкой, размещенный в проходном канале корпуса с фиксацией от проворота относительно корпуса, причем лопасти снабжены хвостовиками, взаимодействующими с втулкой полого вала при выдвижении лопастей в рабочее положение, и устройство для стопорения лопастей в нерабочем положении, содержащее радиально подпружиненные кольцевые сегменты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин.

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использовано в эксплуатационных скважинах для центрирования колонны насосных штанг. Блок центрирования насосных штанг содержит верхний центратор и муфту, закрепленную с одной стороны к верхнему центратору.

Изобретение относится к области нефти и газа, а именно к скважинному центратору. Технический результат - исключение гальванического воздействия. Скважинный центратор для насосно-компрессорных труб является преимущественно жестким и имеет трубчатый корпус из пластмассы с противоположными концами и, по меньшей мере, одно замыкающее кольцо, установленное на конце трубчатого корпуса. Замыкающее кольцо или каждое замыкающее кольцо также изготовлено из пластмассы и имеет модуль упругости, не превышающий модуль упругости трубчатого корпуса. Замыкающее кольцо или каждое замыкающее кольцо входит в зацепление с трубчатым корпусом путем посадки с натягом. Вблизи конца трубчатого корпуса имеется, по меньшей мере, одно отверстие, а вблизи замыкающего кольца имеется, по меньшей мере, один соответствующий выступ или наоборот. В процессе эксплуатации выступ и отверстие входят в зацепление друг с другом, в результате чего замыкающее кольцо входит в непосредственное зацепление с трубчатым корпусом. 11 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Технический результат - повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса, повышение универсальности протектолайзера. Протектолайзер содержит двухдетальный корпус, состоящий 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 или корпуса гидрозащиты, разъемное замковое соединение с крепежными элементами. Корпус выполнен длиной L не менее его ширины В, внутренняя поверхность корпуса с одной стороны оснащена выточками для посадки на основание насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Doc1 мм или Doc2 мм. Причем посадка корпуса протектолайзера на основание насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Doc1 мм осуществляется по секторам l1, а на основание насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Doc2 мм - по секторам l2. Другая сторона внутренней поверхности корпуса оснащена выточками для посадки на фланец насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Dф1 мм или Dф2 мм, причем посадка корпуса протектолайзера на фланец насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Dф1 мм осуществляется по секторам l3, а на фланец насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Dф2 мм - по секторам l4. Кроме того, внутренняя часть корпуса с этой стороны оснащена четырьмя выточками для размещения в них шести или восьми крепежных элементов, соединяющих две части корпуса насоса или гидрозащиты. Корпус протектолайзера кроме откидного шарнирного болта соединен со скобой посредством регулируемого шарнирного винта, а внутренняя поверхность скобы оснащена двумя плоскими упорами для базирования на них цилиндрической или шестигранной шейки корпуса насоса или гидрозащиты. 1 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх