УСТРОЙСТВА С ПОКРЫТИЕМ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2014 года по МПК E21B17/10 C23C18/00 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к области операций по эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Более конкретно, оно относится к применению покрытий для уменьшения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений на устройствах для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Такие устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины включают оборудование буровой установки, водоотделяющие системы, трубные изделия (обсадные трубы, насосно-компрессорные трубы и бурильные колонны), оборудование устья скважины, фонтанную арматуру и клапаны, колонны и оборудование для заканчивания скважины, оборудование для заканчивания скважины в горной породе и в песчаном пласте, оборудование для механизированной эксплуатации скважин и оборудование для внутрискважинных работ.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

При эксплуатации нефтяной и газовой скважины сталкиваются с основными механическими проблемами, которые дорого или даже невозможно устранить, исправить или уменьшить. Трение встречается повсеместно в нефтяном промысле; устройства, которые находятся в подвижном контакте, изнашиваются и теряют свои исходные размеры, устройства могут разрушаться под действием коррозии и эрозии, и на устройства могут налипать отложения и препятствовать их работе. Все вышеперечисленное является потенциальным препятствием для успешного проведения операций, а все пять механических проблем, т.е. трение, износ, коррозию, эрозию и образование отложений, можно уменьшить с помощью избирательного применения покрытий, как описано ниже.

Оборудование буровой установки:

После идентификации конкретного места как предполагаемой зоны добычи углеводородов, производственные операции начинают с мобилизации и эксплуатации буровой установки. В операциях роторного бурения буровое долото присоединено к концу компоновки низа бурильной колонны, которое присоединено к бурильной колонне, включающей бурильную трубу и бурильные замки. Бурильную колонну можно вращать на поверхности с помощью стола бурового ротора или установки верхнего привода, а вес бурильной колонны и компоновки низа бурильной колонны заставляет вращающееся долото бурить скважину в земле. В ходе операции к бурильной колонне добавляют новые секции бурильной трубы, чтобы увеличить ее общую длину. Во время операции бурения необсаженную часть ствола скважины периодически крепят обсадными трубами, чтобы укрепить стенки, и возобновляют операцию бурения. В результате бурильная колонна обычно работает как в необсаженной части ствола скважины («необсаженная скважина»), так и внутри обсадной трубы, которая установлена в необсаженную часть ствола скважины («обсаженная скважина»). В качестве альтернативы, бурильную колонну в буровом снаряде может заменить колтюбинг. Сочетание бурильной колонны и компоновки низа бурильной колонны или колтюбинга и компоновки низа бурильной колонны в данном документе называют компоновкой бурильной колонны. Вращение бурильной колонны передает энергию буровому долоту через бурильную колонну и компоновку низа бурильной колонны. При бурении с применением колтюбинга энергию буровому долоту поставляют с помощью бурового раствора. Количество энергии, которое можно передать посредством вращения, ограничено максимальным крутящим моментом, который может выдержать бурильная колонна или колтюбинг.

В альтернативном и необычном способе бурения саму обсадную трубу применяют для бурения в подземные пласты. Режущие элементы прикрепляют к нижнему концу обсадной трубы, и обсадную трубу можно вращать, чтобы вращать режущие элементы. В последующем обсуждении ссылка на компоновку бурильной колонны включает «бурильную колонну обсадных труб», которую применяют для бурения подземных пластов в данном способе «крепления обсадными трубами в процессе бурения».

Во время бурения ствола скважины через подземные пласты компоновка бурильной колонны испытывает значительный скользящий контакт как со стальной обсадной трубой, так и с горными породами. Данный скользящий контакт возникает, главным образом, в результате вращательного и осевого движений компоновки бурильной колонны в стволе скважины. Трение между движущейся поверхностью компоновки бурильной колонны и неподвижными поверхностями обсадной трубы и горной породы создает значительное сопротивление бурильной колонне и приводит к избыточному крутящему моменту и сопротивлению во время операций бурения. Проблема, создаваемая трением, свойственна любой операции бурения, но особенные проблемы она создает при наклонно-направленном бурении скважин или при бурении с расширенным радиусом охвата (БРРО). Наклонно-направленное бурение скважины или БРРО представляет собой бурение с намеренным отклонением ствола скважины от вертикали. В некоторых случаях отклонение (угол от вертикали) может составлять 90°. Такие скважины обычно называют горизонтальными скважинами, и их можно бурить до значительной глубины и на значительное расстояние от буровой платформы.

Во всех операциях бурения компоновка бурильной колонны имеет склонность прислоняться к боковой поверхности ствола скважины или обсадной трубы скважины, но данная склонность значительно больше при бурении наклонно-направленных скважин из-за действия силы тяжести. Бурильная колонна также может локально прислоняться к стенке ствола скважины или к обсадной трубе в областях, где локальная кривизна стенки ствола скважины или обсадной трубы является высокой. Когда длина бурильной колонны или угол отклонения бурильной колонны от вертикали увеличивается, величина трения, создаваемого вращающейся компоновкой бурильной колонны, также увеличивается. Области повышенной локальной кривизны могут увеличить величину трения, создаваемого вращающейся компоновкой бурильной колонны. Чтобы преодолеть данное увеличение трения, требуется дополнительная энергия для вращения компоновки бурильной колонны. В некоторых случаях трение между компоновкой бурильной колонны и стенкой обсадной трубы или стволом скважины превышает максимальный крутящий момент, который может выдержать компоновка бурильной колонны, и/или максимальную несущую способность по крутящему моменту буровой установки, и операции бурения необходимо остановить. Следовательно, глубина, до которой можно бурить скважины с применением имеющегося в наличии оборудования и технологий наклонно-направленного бурения, в конечном счете, ограничена трением.

Одна колонна труб, находящаяся в скользящем контактном движении относительно внешней трубы, или, в более общем случае, внутренний цилиндр, движущийся внутри внешнего цилиндра, является обычной геометрической конфигурацией в нескольких из данных операций. Одним из известных в уровне техники способов уменьшения трения, возникающего в результате скользящего контакта между колоннами труб, является увеличение смазывающей способности жидкости в кольцевом пространстве. В промышленных операциях предпринимали попытки уменьшения трения с помощью, главным образом, применения буровых растворов на водной и/или нефтяной основе, содержащих дорогие и часто экологически вредные добавки различных типов. Для многих из данных добавок увеличение смазывающей способности, достигаемое в результате применения данных добавок, уменьшается при увеличении температуры в стволе скважины. В качестве смазывающих веществ также часто применяют дизельное топливо и другие минеральные масла, но в данном случае могут возникнуть проблемы с утилизацией бурового раствора, а смазывающая способность данных текучих сред также снижается при повышенных температурах. Известно, что некоторые минералы, такие как бентонит, помогают уменьшить трение между компоновкой бурильной колонны и необсаженным стволом скважины. Для уменьшения трения при скользящем контакте применяли такие материалы, как тефлон, однако они обладают недостаточной долговечностью и прочностью. Другие добавки включают растительные масла, битум, графит, детергенты, стеклянные шарики и скорлупу грецкого ореха, но для каждой из них имеются свои собственные ограничения.

Другим известным в уровне техники способом уменьшения трения между трубами является применение алюминиевого материала для внутренней колонны, поскольку алюминий легче стали. Однако алюминий дорог, и его труднее применять в операциях бурения, он менее износостойкий, чем сталь, и он не совместим со многими типами текучих сред (например, текучими средами с высоким рН). В качестве альтернативы, в промышленности разработаны устройства, в которых внутренняя колонна «плавает» внутри внешней колонны, чтобы эксплуатировать обсадную трубу и хвостовик при больших наклонах, но во время данной операции циркуляция ограничена, и данное устройство не подходит для процесса углубления ствола скважины.

Другим способом уменьшения трения между колоннами труб является применение материала для повышения твердости поверхности на внутренней колонне (в данном документе его также называют твердосплавной наплавкой или твердосплавным покрытием). В патенте США №4665996, который включен в данный документ во всей своей полноте путем ссылки, описано применение твердосплавного покрытия, нанесенного на основную несущую поверхность бурильной трубы для уменьшения трения между колонной и обсадной трубой или горной породой, причем сплав имеет следующий состав: 50-65% кобальта, 25-35% молибдена, 1-18% хрома, 2-10% кремния и менее 0,1% углерода. В результате уменьшается крутящий момент, необходимый для операции роторного бурения, особенно наклонно-направленного бурения. Описанный сплав также обеспечивает превосходную износостойкость бурильной колонны, при этом снижая износ обсадной трубы скважины. Другим вариантом твердосплавной наплавки является металлокерамика на основе WC и кобальта, нанесенная на компоновку бурильной колонны. Другие твердосплавные материалы включают TiC, карбид хрома и другие смешанные карбидные и нитридные системы. Сплав, содержащий карбид вольфрама, например, Stellite 6 и Stellite 12 (товарный знак компании Cabot Corporation), обладает превосходной износостойкостью, как твердосплавный материал, но может привести к избыточному износу противоположного устройства. Твердосплавную наплавку можно нанести на части компоновки бурильной колонны с применением способов наплавки сваркой или термического напыления. В операции бурения компоновка бурильной колонны, которая имеет склонность опираться на обсадную трубу скважины, непрерывно изнашивает обсадную трубу скважины при вращении бурильной колонны.

На буровой установке имеется множество дополнительных деталей оборудования, металлические поверхности которых вступают в контакт и подвергаются трению, износу, эрозии, коррозии и/или образованию отложений. Данные устройства включают (но не ограничиваются перечисленным) следующий список: клапаны, поршни, цилиндры и подшипники в насосном оборудовании; колеса, балки скольжения, опорные полозья, домкраты и поддоны для перемещения буровой установки и материалов для бурения и бурового оборудования; оборудование верхнего привода и подъемное оборудование; смесители, мешалки, компрессоры, лопасти и турбины; и подшипники вращающегося оборудования и подшипники шарошечного конического долота.

Во время процесса бурения часто проводят некоторые операции, помимо углубления скважины, включая каротаж необсаженного ствола скважины (или обсаженного участка ствола скважины) для оценки свойств горной породы, отбор керна для извлечения части горной породы для научных исследований, сбор пластовых флюидов в скважинных условиях для анализа флюидов, размещение инструментов в стволе скважины для записи звуковых сигналов и другие операции и способы, известные специалистам в данной области.

Водоотделяющие системы:

В морской среде дополнительной трудностью является то, что фонтанная арматура устья скважины может быть «сухой» (расположенной над уровнем моря на платформе) или «мокрой» (расположенной на морском дне). В любом случае, направляющие трубы, которые известны под названием «водоотделяющие колонны», расположены между поверхностью моря и морским дном, причем оборудование бурильной колонны работает внутри водоотделяющей колонны, а буровой раствор возвращают в кольцевое пространство. Водоотделяющие колонны могут быть особенно чувствительными к проблемам, связанным с вращением внутренней трубы внутри внешней неподвижной трубы, поскольку водоотделяющие колонны не закреплены, но также могут двигаться в результате контакта не только с бурильной колонной, но также и с морской средой. Гидродинамическое сопротивление и вихревые потоки вокруг водоотделяющей колонны приводят к нагрузкам и вибрациям, которые частично вызваны сопротивлением трения океанического течения вокруг внешней поверхности водоотделяющей колонны.

Трубные изделия:

Трубы, применяемые в нефтяной промышленности (ТПНП), включают оборудование бурильной колонны, обсадные трубы, насосно-компрессорные трубы, спусковые колонны, колтюбинг и водоотделяющие колонны. Общим для большинства ТПНП (кроме колтюбинга) является наличие резьбовых соединений, которые подвержены потенциальному разрушению в результате неподходящей резьбы и/или взаимодействия уплотнений, что приводит к заеданию в сочленяющихся разъемах, которое может препятствовать применению или повторному использованию трубного соединения в целом в результате поврежденного соединения. Резьбу можно подвергнуть дробеструйной обработке, холодной прокатке и/или химической обработке (например, нанесение фосфатного, медного покрытия и т.д.), чтобы улучшить ее противозадирные свойства, а нанесение соответствующей смазки для трубной резьбы приносит пользу для применения соединения. Однако в настоящее время остаются проблемы с заеданием резьбы и проблемы взаимодействия, особенно с более дорогими материалами сплавов для ТПНП для эксплуатационных требований для экстремальных условий.

Устье скважины, фонтанная арматура и клапаны:

В верхней части обсадной трубы текучие среды сдерживает оборудование устья скважины, которое обычно включает множество клапанов и противовыбросовых превенторов (ПВП) различных типов. Подземные предохранительные клапаны являются крайне важными деталями оборудования, которые должны правильно функционировать в случае аварии или нарушения режима. Подземные предохранительные клапаны устанавливают в стволе скважины, обычно в колонне насосно-компрессорных труб, и их можно закрыть, чтобы предотвратить поток из-под поверхности. Дроссели и напорные трубопроводы, присоединенные к устью скважины (особенно соединительные муфты и коленчатые патрубки), подвергаются трению, износу, коррозии, эрозии и образованию отложений. Дроссели могут перестать работать в результате обратного потока песка, что приводит, например, к неточным измерениям скоростей потока.

Многие из данных устройств зависят от уплотнений и очень близких механических допусков, включая как уплотнения «металл-металл», так и уплотнения из эластомера. Многие устройства (втулки, карманы, ниппели, иглы, заслонки, шары, заглушки, переходники, соединительные муфты, пакеры, сальники, штоки клапанов, центрифуги и т.д.) подвергаются трению и ухудшению механических свойств вследствие коррозии и эрозии и даже потенциальному засорению в результате образования отложений накипи, асфальтенов, парафинов и гидратов. Некоторые из данных устройств могут располагаться в стволе скважины или на морском дне, и обеспечение доступа для их технического обслуживания, ремонта или восстановления может оказаться невозможным или, в лучшем случае, очень дорогим.

Колонны и оборудование для заканчивания скважины:

Вместе с креплением буровой скважины обсадными трубами для предотвращения обрушения стенок скважины и неконтролируемого потока текучей среды, необходимо осуществлять операцию заканчивания скважины, чтобы сделать скважину готовой к эксплуатации. Данная операция включает в себя спуск оборудования в ствол скважины и его извлечение из ствола скважины, чтобы выполнить определенные операции, такие как цементирование, перфорирование, интенсификация притока и каротаж. Двумя общими средствами перемещения оборудования для заканчивания скважины являются проволочный канат и труба (бурильная труба, колтюбинг или спусковая колонна). Данные операции могут включать спуск каротажных приборов для записи свойств горной породы и текучей среды, стреляющих перфораторов для создания отверстий в обсадной трубе, чтобы предоставить возможность добычи углеводородов или закачивания текучей среды, временных или постоянных заглушек, чтобы сдерживать давление текучей среды, пакеров для облегчения цементирования колонны, чтобы обеспечить герметичность между внутренней частью трубы и кольцевым пространством, и дополнительного оборудования, необходимого для цементирования, интенсификации притока и заканчивания скважины. Инструменты, которые спускают в скважину на тросе, и спусковые колонны могут включать пакеры, сдвоенные пакеры и ремонтные муфты для обсадной колонны в добавление к инструментам для установки пакера, приспособлениям для установки клапанов и инструментов в боковые карманы и другое оборудование для проведения операций в стволе скважины. Размещению данных инструментов, особенно в скважинах с увеличенным отклонением от вертикали, может препятствовать сопротивление трения. Последнюю колонну заканчивания, которая остается в скважине для эксплуатации, обычно называют эксплуатационной насосно-компрессорной колонной.

Заканчивание скважины в горной породе и в песчаном пласте:

Во многих скважинах имеется склонность к потоку песка и материала горной породы в ствол скважины. Чтобы предотвратить это, в скважине размещают «противопесочные фильтры» по всему интервалу заканчивания. Данная операция может включать в себя размещение специального агрегата большого диаметра, включающего противопесочный сетчатый фильтр одного из нескольких типов конструкции поверх центральной «основной трубы». Фильтр и основная труба часто подвергаются эрозии и коррозии и могут разрушиться вследствие «выключения» песком. Кроме того, в скважинах с большим углом наклона сопротивление трения, с которым сталкиваются при спуске фильтров в ствол скважины, может быть чрезмерным и ограничивает применение таких устройств, или длина скважины может быть ограничена максимальной глубиной, до которой можно проводить операции спуска фильтров, вследствие сопротивления трения.

В тех скважинах, в которых требуется борьба с поступлением песка, в кольцевое пространство между фильтром и горной породой закачивают пескообразный расклинивающий материал, «расклинивающий наполнитель», чтобы предотвратить поток частиц горной породы через фильтры. Данную операцию называют «созданием гравийного фильтра» или, если ее проводят в условиях гидравлического разрыва пласта, ее можно назвать «гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра». Во многих других горных породах, часто в стволах скважин без противопесочных фильтров, можно проводить операции по гидравлическому разрыву пласта, при которых расклинивающий материал такого же типа или другого типа вводят в условиях гидравлического разрыва пласта, чтобы создать большие крылья расклиненной трещины, идущие на значительное расстояние от ствола скважины, чтобы увеличить производительность скважины или скорость закачивания. Сопротивление трения возникает во время закачивания при обработке пласта, поскольку частицы расклинивающего наполнителя контактируют друг с другом и с ограничивающими стенками. Кроме того, частицы расклинивающего наполнителя подвергаются разрушению и образуют «мелкие частицы», которые увеличивают сопротивление потоку текучей среды во время эксплуатации. Свойства расклинивающего наполнителя, включая прочность, коэффициент трения, форму и шероховатость частицы, важны для успешного проведения данной обработки и, в конечном счете, повышают производительность и приемистость скважины.

Оборудование для механизированной эксплуатации скважины:

Когда начинают добычу из скважины, поток может идти с удовлетворительными скоростями под собственным давлением. Однако многие скважины в некоторый момент срока их эксплуатации требуют содействия в подъеме текучих сред из ствола скважины. Для подъема текучих сред из скважины применяют множество способов, включая: насосную штангу, бесшовные насосные штанги Corod™ и электрические погружные насосы для извлечения текучих сред из скважины, плунжерные подъемники для вытеснения жидкостей из преимущественно газовой скважины и «газлифт» или введение газа вдоль насосно-компрессорной трубы, чтобы уменьшить плотность столба жидкости. В качестве альтернативы, особые химические вещества можно вводить через клапаны, расположенные вдоль насосно-компрессорной трубы, чтобы предотвратить образование отложений накипи, асфальтена, парафина или гидрата.

Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна может включать устройства, способствующие потоку текучей среды. Некоторые из данных устройств могут зависеть от уплотнений и очень близких механических допусков, включая как уплотнения «металл-металл», так и уплотнения из эластомера. Поверхности раздела между деталями (втулками, карманами, заглушками, пакерами, переходниками, соединительными муфтами, отверстиями, дорнами и т.д.) подвергаются трению и ухудшению механических свойств вследствие коррозии и эрозии и даже потенциальному засорению или препятствию механической подгонке в результате образования отложений накипи, асфальтенов, парафинов и гидратов. В частности, газлифт, погружные насосы и другое оборудование для механизированной эксплуатации скважины может включать клапаны, уплотнения, роторы, статоры и другие приспособления, которые могут перестать работать правильно вследствие трения, износа, коррозии, эрозии или образования отложений.

Оборудование для внутрискважинных работ:

Часто требуется проведение скважинных операций в стволе скважины вблизи пластового интервала породы-коллектора, чтобы собрать данные или чтобы начать или возобновить эксплуатацию или чтобы увеличить производительность скважины или скорость нагнетания. Данные операции включают в себя спуск оборудования в ствол скважины и извлечение оборудования из ствола скважины. Двумя общими средствами перемещения оборудования и инструментов для заканчивания скважины являются проволочный канат и труба. Данные операции могут включать спуск каротажных приборов для записи свойств горной породы и текучей среды, стреляющих перфораторов для создания отверстий в обсадной трубе, чтобы предоставить возможность добычи углеводородов или закачивания текучей среды, временных или постоянных заглушек, чтобы сдерживать давление текучей среды, пакеров для облегчения обеспечения герметичности между интервалами заканчивания и дополнительного узкоспециализированного оборудования. Операция спуска оборудования в скважину и извлечения оборудования из скважины приводит к скользящему контакту вследствие относительного движения двух тел, тем самым, создавая сопротивление трения.

Следовательно, исходя из расширенной природы данных широких требований к производственным операциям, существует потребность в новых технологиях нанесения материала покрытия, которое защищает устройства от трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений в результате скользящего контакта между двумя или более устройствами и потоков текучей среды, которые могут содержать твердые частицы, движущиеся с большими скоростями. Для этого требуются новые материалы, в которых высокая твердость сочетается с возможностью низкого коэффициента трения (КГ) при контакте с противоположной поверхностью. Если такой материал покрытия также может обеспечить низкую поверхностную энергию и низкий коэффициент трения со стенкой ствола скважины, то данный новый материал покрытия может предоставить возможность бурения скважин с большим отклонением от вертикали, надежной и эффективной работы в трудных условиях, включая морские и глубоководные применения, и может обеспечить снижение стоимости, безопасность и улучшение эксплуатационных характеристик во всех операциях по эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Как представляется, применение данных покрытий на устройствах для эксплуатации скважины может найти широкое применение и обеспечить значительные усовершенствования и расширения операций по эксплуатации скважины.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно настоящему изобретению, предпочтительное устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины включает: одно или более цилиндрических тел и покрытие по меньшей мере на части одного или более цилиндрических тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

Дополнительный аспект настоящего изобретения относится к предпочтительному устройству с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающему: устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающее одно или более тел, при условии, что одно или более тел не включают буровое долото, и покрытие по меньшей мере на части одного или более тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

Еще один дополнительный аспект настоящего изобретения относится к предпочтительному способу нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающему: обеспечение устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающего устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более цилиндрических тел, и нанесение покрытия по меньшей мере на часть одного или более цилиндрических тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины в операциях строительства, заканчивания или эксплуатации скважины.

Еще один дополнительный аспект настоящего изобретения относится к предпочтительному способу нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающему: обеспечение устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, при условии, что одно или более тел не включают буровое долото, и нанесение покрытия по меньшей мере на часть одного или более тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины в операциях строительства, заканчивания или эксплуатации скважины.

Указанные и другие отличительные признаки и особенности описанных устройств с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, способов нанесения покрытия на такие устройства для уменьшения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений в таких областях применения и их предпочтительные применения и/или использования будут понятны из последующего подробного описания изобретения, особенно при его чтении в сочетании с прилагаемыми к нему чертежами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Чтобы помочь специалистам в данной области в изготовлении и применении объекта изобретения, даны ссылки на прилагаемые чертежи, где:

на Фиг.1 изображена система для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, в которой применяют устройства для эксплуатации скважины на отдельных фазах производственного процесса в целом: строительства скважины, заканчивания скважины, интенсификации притока, ремонтных работ и эксплуатации.

На Фиг.2 изображены примеры использования покрытия, нанесенного на компоновку бурильной колонны, для применений в подземном бурении.

На Фиг.3 изображены примеры применения покрытий, нанесенных на устройства компоновки низа бурильной колонны, в данном случае, на расширители, стабилизаторы, фрезы и буровые расширители.

На Фиг.4 изображен пример применения покрытия, нанесенного на водоотделяющую систему.

На Фиг.5 изображен пример применения покрытия, нанесенного на полированные штанги, насосные штанги и насосы, которые применяют в операциях по эксплуатации глубинно-насосного оборудования.

На Фиг.6 изображен пример применения покрытия, нанесенного на стреляющие перфораторы, пакеры и каротажные приборы.

На Фиг.7 изображен пример применения покрытий, нанесенных на проволочный трос и проволочный канат и пучки многожильных кабелей.

На Фиг.8 изображен пример применения покрытия, нанесенного на основную трубу и блок сетчатых фильтров, который применяют в операциях для борьбы с поступлением песка с помощью гравийного фильтра, и на фильтры, которые применяют в оборудовании для удаления твердой фазы из бурового раствора.

На Фиг.9 изображен пример применения покрытия, нанесенного на оборудование устья скважины и клапанные блоки.

На Фиг.10 изображен пример применения покрытий, нанесенных на диафрагменный расходомер, дроссель и турбинный расходомер.

На Фиг.11 изображен пример применения покрытия, нанесенного на захват и овершот промывочного ловильного инструмента.

На Фиг.12 изображен пример применения покрытия, нанесенного для предотвращения образования отложений накипи.

На Фиг.13 изображен пример применения покрытия, нанесенного на резьбовое соединение, и показано повреждение резьбы.

На Фиг.14 схематически изображена зависимость механической скорости проходки (МСП) от осевой нагрузки на долото (ОНД) во время подземного роторного бурения.

На Фиг.15 изображено соотношение между КГ покрытия и твердостью покрытия для некоторых покрытий, описанных в данном документе, в сравнении со случаем стальной основы.

На Фиг.16 изображена типичная кривая зависимости деформации от напряжения, показывающая высокий предел упругости для аморфных сплавов по сравнению с пределом упругости для кристаллических металлов/сплавов.

На Фиг.17 изображена тройная фазовая диаграмма для аморфного углерода.

На Фиг.18 схематически изображена иллюстрация теории свободной водородной связи.

На Фиг.19 изображены характеристики трения и износа покрытия из АПУ в испытании на износ при сухом скольжении.

На Фиг.20 изображены характеристики трения и износа покрытия из АПУ в буровом растворе на нефтяной основе.

На Фиг.21 изображены характеристики трения и износа покрытия из АПУ в испытании на износ при скольжении в буровом растворе на нефтяной основе при повышенной температуре (66°С (150°F)).

На Фиг.22 изображены характеристики трения покрытия из АПУ при повышенных температурах (66°С и 93°С (150°F и 200°F)) в сравнении с характеристиками трения незащищенной стали без покрытия и твердосплавной наплавки в буровом растворе на нефтяной основе.

На Фиг.23 изображены характеристики уменьшения трения при увеличении скорости для покрытия из АПУ в сравнении с основой из незащищенной стали без покрытия.

На Фиг.24 изображены сделанные с помощью сканирующего электронного микроскопа фотографии поперечных сечений однослойного и многослойного покрытий из АПУ, описанных в данном документе.

На Фиг.25 изображен контактный угол смачивания водой покрытий из АПУ по сравнению со сталью марки 4142 без покрытия.

На Фиг.26 изображен схематический пример гибридного покрытия из АПУ на твердосплавной наплавке для компоновок бурильной колонны.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

«Кольцевой изолирующий клапан» представляет собой клапан на поверхности для регулирования потока из кольцевого пространства между обсадной трубой и насосно-компрессорной трубой.

«Асфальтены» представляют собой цепи тяжелых углеводородов, которые могут откладываться на стенках труб и другого потокового оборудования, и, следовательно, создают препятствия для потока.

«Основная труба» представляет собой трубу, которая служит в качестве несущего элемента конструкции противопесочного фильтра. Фильтры присоединяют к наружной поверхности основной трубы. По меньшей мере часть основной трубы можно предварительно перфорировать, в ней можно создать щелевидные отверстия или ее можно оборудовать регулятором притока. Основную трубу изготавливают в виде сборных секций, на которые наносят резьбу для соединения при спуске в скважину.

«Подшипники и вкладыши» применяют для обеспечения поверхности с низким коэффициентом трения для двух устройств, которые движутся друг относительно друга в скользящем контакте, особенно, чтобы предоставить возможность относительного вращательного движения.

«Муфты, защищающие насосно-компрессорную трубу от размывающего воздействия» представляют собой толстостенную трубу, которую применяют поперек отверстий для потока или в устье скважины поперек впускного отверстия для текучей среды во время обработки пласта для интенсификации притока. Большая толщина стенки и/или твердость материала препятствует образованию сквозного отверстия в результате эрозии из-за бомбардировки песком или расклинивающим наполнителем.

«Компоновка низа бурильной колонны» (КНБК) состоит из одного или более устройств, которые включают (но не ограничиваются перечисленным): стабилизаторы, стабилизаторы переменного калибра, обратные расширители, утяжеленные бурильные трубы, гибкие утяжеленные бурильные трубы, роторные управляемые инструменты, расширители с цилиндрическими шарошками, амортизирующие переводники, забойные турбинные двигатели, инструменты для каротажа в процессе бурения (КПБ), инструменты для измерений в процессе бурения (ИПБ), колонковые буровые инструменты, раздвижные буровые расширители, буровые расширители, центраторы, турбины, механизмы искривления ствола скважины, двигатели для наклонного бурения, бурильные ясы, ускорительные ясы, перепускные переводники, отбойные ясы, инструменты для уменьшения крутящего момента, переводники с обратным клапаном, ловильные инструменты, ловильные ясы, промывочную трубу, каротажные приборы, приборы для измерения искривления скважины, немагнитные аналоги любого из данных устройств и их сочетания и связанные с ними внешние соединения.

«Обсадная труба» представляет собой трубу, установленную в стволе скважины, чтобы предотвратить обрушение ствола скважины и чтобы предоставить возможность продолжения бурения под нижней частью колонны обсадных труб с более высокой плотностью текучей среды и без потока текучей среды в обсаженную горную породу. Обычно в ствол скважины устанавливают множество обсадных колонн с постепенно уменьшающимся диаметром.

«Центраторы обсадных труб» присоединяют к внешней поверхности обсадной трубы, когда ее спускают в ствол скважины. Центраторы часто оборудуют стальными пружинами или металлическими пальцами, которые давят на горную породу, чтобы создать зазор между обсадной трубой и стенкой горной породы с целью централизации обсадной трубы, чтобы обеспечить более равномерное кольцевое пространство вокруг обсадной трубы, чтобы достичь лучшей герметизации цементным раствором. Центраторы могут включать пальцевидные приспособления для очистки ствола скважины, чтобы удалить глинистую корку бурового раствора, которая может замедлить прямой контакт цемента с горной породой.

«Креплением обсадными трубами в процессе бурения» называют относительно новый и необычный способ бурения с применением обсадной трубы вместо съемной колонны бурильных труб. Когда сечение ствола скважины достигает заданной глубины, обсадную трубу оставляют на месте, выполняют операцию по удалению или смещению режущих элементов в нижней части обсадной трубы, а затем можно проводить цементирование.

«Систему для нагнетания химических реагентов» применяют для введения химических ингибиторов в ствол скважины, чтобы предотвратить образование накипи, гидратов метана или других отложений в стволе скважины, которое может ограничить добычу.

«Дроссель» представляет собой приспособление для ограничения скорости потока. Испытания скважин обычно проводят при определенном диаметре отверстия в дросселе, который может представлять собой просто пластину с отверстием заданного диаметра. Когда поток песка или расклинивающего наполнителя проходит через дроссель, отверстие может подвергаться эрозии и диаметр отверстия в дросселе может измениться, что приводит к неточным измерениям скорости потока.

«Имеющими общую ось» называют два или более объекта, имеющих оси, которые являются по существу одинаковыми или расположены вдоль одной линии. «Не имеющими общей оси» называют объекты, имеющие оси, которые могут быть смещенными, но по существу параллельными, или могут иным образом располагаться не вдоль одной линии.

«Скользящие муфты для заканчивания скважины» представляют собой устройства, установленные в колонне заканчивания, которые предоставляют возможность избирательного открытия и закрытия отверстий, предоставляя возможность создания сообщения или прекращения сообщения между продуктивными интервалами и насосно-компрессорной трубой, в зависимости от состояния муфты. При долгосрочном применении успешная работа скользящих муфт зависит от сопротивления работе муфты вследствие трения, износа, образования отложений, эрозии и коррозии.

«Телом сложной геометрической формы» называют объект, который по существу не состоит из одного простого геометрического тела, такого как сфера, цилиндр или куб. Тела сложной геометрической формы могут состоять из множества простых геометрических тел, таких как цилиндр, куб или сфера с множеством различных радиусов, или могут состоять из простых геометрических тел и других тел сложной геометрической формы.

«Соединительная часть с наружной резьбой» представляет собой часть трубы с резьбой на внешней поверхности трубы.

«Соединительная часть с внутренней резьбой» представляет собой часть трубы с резьбой на внутренней поверхности трубы.

«Контактные кольца» представляют собой приспособления, присоединенные к элементам каротажных приборов, чтобы создать зазор между прибором и стенкой обсадной трубы или горной породы. Например, контактные кольца можно установить на соединениях в стреляющем перфораторе, чтобы создать зазор между перфоратором и стенкой обсадной трубы, например, в таких применениях, как «Перфорирование точно в нужное время» (заявка на патент РСТ № WO 2002/103161 A2).

«Прилегающими» называют объекты, которые расположены рядом друг с другом таким образом, что они могут иметь общее ребро или общую грань. «Неприлегающими» называют объекты, которые не имеют общего ребра или общей грани, поскольку они сдвинуты или смещены друг от друга. Например, бурильные замки представляют собой цилиндры большого диаметра, которые являются неприлегающими, поскольку между бурильными замками расположен цилиндр меньшего диаметра, бурильная труба.

«Линии управления» и «трубы управления» представляют собой трубопровод малого диаметра, который может проходить вне колонны насосно-компрессорных труб, чтобы обеспечить гидравлическое давление, электрическое напряжение или электрический ток, или волоконно-оптическую линию к одному или более скважинным приборам. Линии управления применяют для приведения в действие подземных предохранительных клапанов, дросселей и клапанов. Нагнетательная линия аналогична линии управления, и ее можно применять для введения особых химических реактивов в скважинный клапан в целях замедления образования накипи, асфальтенов, парафинов или гидратов, или для уменьшения трения.

Бесшовная насосная штанга «Corod™» представляет собой непрерывную гибкую трубу, которую применяют в качестве насосной штанги в операциях по эксплуатации скважины с применением штанговых насосов.

«Цилиндр» представляет собой (1) поверхность или твердое тело, ограниченное двумя параллельными плоскостями и образованное прямой линией, движущейся параллельно заданным плоскостям и очерчивающей кривую, ограниченную данными плоскостями и лежащую в плоскости, перпендикулярной или наклонной относительно заданных плоскостей, и/или (2) любой цилиндрообразный объект или элемент, либо сплошной, либо полый (источник: www.dictionary.com).

«Скважинные инструменты» представляют собой устройства, которые часто спускают в скважину с возможностью извлечения, или, возможно, их закрепляют в скважине, чтобы выполнить некоторые действия в стволе скважины. Некоторые скважинные инструменты, такие как устройства для измерений в процессе бурения (ИПБ), можно спускать на бурильной колонне, тогда как другие скважинные инструменты, такие как приборы для каротажа горной породы или стреляющие перфораторы, можно спускать на проволочном канате. Некоторые инструменты можно спускать либо на проволочном канате, либо на трубе. Пакер представляет собой скважинный инструмент, который можно спустить на трубе или на проволочном канате и установить в стволе скважины, чтобы перекрыть поток, и он может быть съемным или стационарным. Имеется множество скважинных инструментов, которые обычно применяют в промышленности.

«Утяжеленные бурильные трубы» представляют собой трубу с тяжелыми стенками в компоновке низа бурильной колонны рядом с буровым долотом. Жесткость утяжеленных бурильных труб помогает долоту бурить прямо, а вес утяжеленных бурильных труб применяют для приложения нагрузки на долото, чтобы бурить вперед.

«Бурильную колонну» определяют как полную длину труб, состоящих из ведущей бурильной трубы (если она присутствует), бурильной трубы и утяжеленных бурильных труб, которые составляют буровой снаряд от поверхности до нижней части скважины. Бурильная колонна не включает буровое долото. В особом случае операций крепления обсадными трубами в процессе бурения, колонну обсадных труб, которую применяют для бурения в толщу земли, рассматривают как часть бурильной колонны.

«Компоновку бурильной колонны» определяют как сочетание бурильной колонны и компоновки низа бурильной колонны или колтюбинга и компоновки низа бурильной колонны. Компоновка бурильной колонны не включает буровое долото.

«Колонну бурильных труб» определяют как колонну бурильных труб с присоединенными бурильными замками, трубой-переходником между бурильной колонной и компоновкой низа бурильной колонны, включающей бурильные замки, утяжеленной бурильной трубой, включающей бурильные замки и износные накладки, которая передает текучую среду и крутящий момент от верхнего привода или ведущей бурильной трубы утяжеленным бурильным трубам и буровому долоту. В некоторых ссылках, но не в данном документе, термин «колонна бурильных труб» включает как бурильную трубу, так и утяжеленные бурильные трубы в компоновке низа бурильной колонны.

«Уплотнение из эластомера» применяют для обеспечения барьера между двумя приспособлениями, обычно металлическими, чтобы предотвратить поток с одной стороны уплотнения к другой стороне. Уплотнение из эластомера выбирают из одного из классов материалов, которые являются эластичными или упругими.

«Коленчатые патрубки, тройники и соединительные муфты» представляют собой трубное оборудование, которое обычно применяют в целях соединения напорных трубопроводов, чтобы завершить проток для текучих сред, например, чтобы соединить ствол скважины с производственным оборудованием на поверхности.

«Расширяемые трубы» представляют собой трубные изделия, такие как колонны обсадных труб и хвостовики, которые имеют диаметр немного меньше номинального при спуске в скважину. После того как они установлены на место, инструмент с большим диаметром, или расширяющий дорн, опускают с силой в расширяемую трубу, чтобы деформировать ее до большего диаметра.

«Газлифт» представляет собой способ увеличения потока углеводородов в стволе скважины путем введения газа в колонну насосно-компрессорных труб через газлифтные клапаны. Данный способ обычно применяют в нефтяных скважинах, но его можно применять и в газовых скважинах с большим водопритоком. Добавленный газ уменьшает гидростатический напор столба текучей среды.

«Стекловолокно» обычно прокладывают в малых линиях управления как вниз по скважине, так и обратно на поверхность, для определения свойств в скважине, например, температуры или давления. Стекловолокно можно применять для обеспечения непрерывного снятия показаний при тонком пространственном отборе проб вдоль ствола скважины. Стекловолокно часто проталкивают вниз по одной линии управления, через «разворотную муфту» и вверх по другой линии управления. Трение и сопротивление при прохождении через разворотную муфту может ограничивать монтаж некоторых волоконно-оптических линий.

«Регулятор притока» (РП) представляет собой регулируемое отверстие, насадку или потоковый канал в колонне заканчивания через пластовый интервал, чтобы предоставить возможность регулирования скорости потока добываемых флюидов в стволе скважины. Его можно применять в сочетании с дополнительными измерениями и автоматикой в «интеллектуальной» системе заканчивания скважины.

«Яс» представляет собой скважинный инструмент, который применяют для приложения большой осевой нагрузки или для нанесения удара при включении оператором. Некоторые ясы активируют действием нагрузки вниз, а другие активируют при вытаскивании вверх. Активацию яса обычно осуществляют, чтобы сдвинуть трубу, которую заклинило в стволе скважины.

«Ведущая бурильная труба» представляет собой часть трубы в виде многоугольника с плоскими гранями, которая проходит через пол буровой установки на буровых установках, оборудованных столом бурового ротора старого типа. Крутящий момент прикладывают к данной четырех-, шести- или, возможно, восьмигранной части трубы, чтобы вращать бурильную трубу, которая присоединена снизу.

«Каротажные приборы» представляют собой инструменты, которые обычно спускают в скважину для проведения измерений, например, на бурильной колонне во время бурения или в необсаженный или обсаженный ствол скважины на проволочном канате. Инструменты устанавливают в ряд на носителях, выполненных с возможностью спуска в скважину, таких как приспособления цилиндрической формы, которые обеспечивают изоляцию инструментов от окружающей среды.

«Сборка» представляет собой процесс свинчивания друг с другом концов труб с наружной и внутренней резьбой, чтобы осуществить соединение двух частей трубы и обеспечить герметичность между внутренним и внешним участками трубы.

«Дорн» представляет собой цилиндрический стержень или вал, который вставляют внутрь внешнего цилиндра. Дорн может представлять собой основной исполнительный механизм в пакере, который заставляет захваты или «клинья» двигаться наружу, чтобы вступать в контакт с обсадной трубой. Термин «дорн» также может относиться к инструменту, который опускают с силой в расширяемую трубу, чтобы деформировать ее до большего диаметра. Дорн является общим термином, который применяют в нескольких типах устройств в нефтяной промышленности.

«Металлическая сетка» для противопесочного фильтра включает переплетенные металлические нити, которые имеют соответствующие размеры и расположены в соответствии с распределением зерен песка по размерам в соответствующем пласте. Материал сетчатого фильтра обычно представляет собой коррозионностойкий сплав (КСС) или углеродистую сталь.

Фильтры «Mazeflo™» для заканчивания скважины представляют собой противопесочные фильтры для борьбы с избыточным поступлением песка и включают отделения, разделенные перегородками. Фильтр MazeFlo сам уменьшает любое механическое повреждение фильтра до локального отделения лабиринта, при этом предоставляя возможность продолжения потока углеводородов через неповрежденные секции. Протоки сдвинуты таким образом, чтобы разворачивать поток и перераспределять импульс входящего потока (например, см. Патент США №7464752).

«Насосы Moyno™» и «винтовые насосы» представляют собой длинные цилиндрические насосы, установленные в забойных двигателях, которые создают крутящий момент в вале, когда текучая среда течет между внешним статором и ротором, присоединенным к валу. Обычно на статоре имеется на одну лопасть больше, чем на роторе, чтобы сила текучей среды, идущей к буровому долоту, вынуждала ротор вращаться. Данные двигатели часто устанавливают вблизи бурового долота. В качестве альтернативы, во внутрискважинном насосе энергию можно прикладывать для вращения ротора и, таким образом, для перекачивания текучей среды.

«Пакер» представляет собой инструмент, который можно поместить в скважину на спусковой колонне, колтюбинге, эксплуатационной колонне или на проволочном канате. Пакеры обеспечивают сдерживание давления текучей среды в областях над и под пакером. Кроме того, для обеспечения гидравлического уплотнения, которое должно быть прочным и должно противостоять жестким условиям эксплуатации, пакер также должен сопротивляться осевым нагрузкам, которые развиваются вследствие разности давлений текучей среды над и под пакером.

«Механизм фиксации пакера» применяют для приведения в действие пакера, чтобы освободить его и зацепить клинья осевым движением трубы, к которой он присоединен. При зацеплении клинья с силой выходят наружу в стенку обсадной трубы, а зубья клиньев вдавливаются в материал обсадной трубы с большим усилием. Пакер спускают на проволочном канате с помощью инструмента для установки пакера, который тянет дорн для зацепления клиньев, после чего инструмент для установки пакера отделяют от пакера и извлекают на поверхность.

«MP35N» представляет собой металлический сплав, состоящий, главным образом, из никеля, кобальта, хрома и молибдена. Сплав MP35N считают высококоррозионностойким и пригодным для применения в агрессивной среде скважины.

«Парафин» представляет собой восковидный компонент некоторых неочищенных углеводородов, который может откладываться на стенках ствола скважины и напорных трубопроводов и поэтому создает препятствия для потока.

«Поршни» и «гильзы поршней» представляют собой цилиндры, которые применяют в насосах для перемещения текучих сред от впускного отверстия к выпускному отверстию с соответствующим увеличением давления текучей среды. Гильза представляет собой стакан, внутри которого поршень совершает возвратно-поступательное движение. Данные поршни аналогичны поршням, которые применяют в двигателе автомобиля.

«Плунжерный подъемник» представляет собой устройство, которое движется вверх и вниз в колонне насосно-компрессорных труб, чтобы очистить трубу от воды, по аналогии с операцией «внутренней чистки трубопровода скребками». В нижней части трубопровода скребковое приспособление плунжерного подъемника настраивают так, чтобы оно перекрывало поток текучей среды, и поэтому давление текучей среды выдавливает его снизу вверх по стволу скважины. В процессе движения вверх по стволу скважины оно вытесняет воду, поскольку вода не имеет возможности отделиться и течь мимо плунжерного подъемника. В верхней части трубы устройство изменяет конфигурацию плунжерного подъемника таким образом, чтобы теперь он пропускал текучую среду, после чего сила тяжести тянет его вниз в трубу против поднимающегося вверх потока. Трение и износ являются важными параметрами в работе плунжерного подъемника. Трение уменьшает скорость падения или подъема плунжерного подъемника, а износ внешней поверхности создает зазор, который снижает эффективность устройства при его движении вверх по стволу скважины.

«Устройство для эксплуатации» представляет собой широкий термин, определение которого включает любое устройство, относящееся к бурению, заканчиванию скважины, интенсификации притока, ремонту или эксплуатации нефтяной и/или газовой скважины. Устройство для эксплуатации включает любое устройство, описанное в данном документе и применяемое в целях добычи нефти или газа. Для удобства терминологии, нагнетание текучих сред в скважину определяют как добычу с отрицательным значением. Следовательно, ссылки на слово «добыча» включают «нагнетание», если не заявлено иное.

«Уплотнительный узел, совершающий возвратно-поступательное движение» представляет собой уплотнение, которое сконструировано для поддержания сдерживания давления, в то время как два устройства смещаются по оси.

«Шарошечное коническое долото» представляет собой устройство для бурения земли, оборудованное коническими режущими элементами, обычно тремя, чтобы создавать скважину в земле.

«Вращающийся уплотнительный узел» представляет собой уплотнение, которое сконструировано для поддержания сдерживания давления, в то время как два устройства смещаются при вращении.

«Датчик содержания песка» представляет собой небольшое устройство, вставленное в поток текучей среды, чтобы определить содержание песка в потоке. Если содержание песка является высоким, то датчик содержания песка может подвергаться эрозии.

«Накипь» представляет собой отложение минералов (например, карбоната кальция) на стенках труб и другого потокового оборудования, которые могут накапливаться и создавать препятствие для потока.

«Инструменты для технического обслуживания и ремонта» для операций создания гравийного фильтра включают переходник для пакера и хвостовую трубу для циркуляции вниз по спусковой колонне, вокруг гильзы и хвостовой трубы и обратно в кольцевое пространство. Это предоставляет возможность помещения жидкого цементного раствора напротив пластового интервала. В более общем случае, инструмент для технического обслуживания и ремонта гравийного фильтра представляет собой группу инструментов, которые спускают сетчатые фильтры для создания гравийного фильтра на конечную глубину скважины (КГС), устанавливают и испытывают пакер и регулируют проток для текучих сред, которые закачивают во время операций создания гравийного фильтра. Инструмент для технического обслуживания и ремонта включает посадочный инструмент, переходник и уплотнения, которые герметизируют пакер в стволе скважины. Он может включать противопоршневое приспособление и клапан для регулирования водоотдачи или реверсивный клапан.

«Амортизирующий переводник» представляет собой модифицированную утяжеленную бурильную трубу, которая включает пружинный элемент, поглощающий удар, чтобы обеспечить относительное движение вдоль оси между двумя концами амортизирующего переводника. Амортизирующий переводник иногда применяют для бурения очень твердых горных пород, в которых может происходить большое количество осевых ударов.

«Шунтирующие трубы» представляют собой внешние или внутренние трубы, идущие в противопесочный фильтр, чтобы отклонить поток суспензии для создания гравийного фильтра через длинные или многозонные интервалы заканчивания до тех пор, пока не будет завершен гравийный фильтр. См., например, Патенты США №4945991, 5113935 и публикации патентов РСТ № WO 2007/092082, WO 2007/092083, WO 2007/126496 и WO 2008/060479.

«Боковой карман» представляет собой смещенный толстостенный переводник в насосно-компрессорной трубе для размещения газлифтных клапанов, датчиков температуры и давления, клапанов нагнетательной линии и т.д.

«Скользящим контактом» называют фрикционный контакт между двумя телами, движущимися относительно друг друга, которые разделены либо текучими средами, либо твердыми телами, причем последние включают частицы в текучей среде (бентонит, стеклянные шарики и т.д.) или устройства, сконструированные для создания качения, чтобы уменьшить трение. Часть поверхности контакта между двумя телами, движущимися относительно друг друга, всегда находится в состоянии скольжения и, таким образом, скользит.

«Интеллектуальная скважина» представляет собой скважину, оборудованную устройствами, инструментами и средствами управления, чтобы предоставить возможность избирательного потока из заданных интервалов, чтобы довести до максимума добычу требуемых текучих сред и минимизировать добычу нежелательных текучих сред. Скорости потока можно регулировать по дополнительным причинам, например, чтобы регулировать снижение давления в пласте или перепад давлений по геомеханическим причинам.

Линии для «обработки пласта для интенсификации притока» представляют собой трубы, которые применяют для соединения насосного оборудования со стволом скважины с целью проведения обработки пласта для интенсификации притока.

«Подземный предохранительный клапан» представляет собой клапан, установленный в трубопроводе, часто под морским дном при морских работах, чтобы перекрывать поток. Иногда данные клапаны настраивают таким образом, чтобы они автоматически закрывались, если скорость потока превышает заданное значение, например, если потеряна герметичность на поверхности.

«Насосные штанги» представляют собой стальные штанги, которые соединяют балансирный станок-качалку на поверхности со штанговым насосом в нижней части скважины. Данные штанги можно соединять с помощью резьбы, или они могут представлять собой непрерывные штанги, с которыми обращаются как с колтюбингом. Поскольку штанги совершают возвратно-поступательное движение вверх и вниз, в местах контакта между стержнем и трубой происходят трение и износ.

«Поверхностные напорные трубопроводы» представляют собой трубу, которую применяют для соединения устья скважины с производственным оборудованием или, в качестве альтернативы, для выпуска текучей среды в сточные ямы или в факельную стойку.

«Резьбовое соединение» представляет собой средство соединения секций трубы и достижения гидравлической герметизации в результате механического взаимодействия между соединяемыми резьбами или механически обработанными (например, уплотнение «металл-металл») деталями. Резьбовое соединение монтируют или соединяют посредством вращения одного устройства относительно другого. Две части трубы можно выполнить с возможностью резьбового соединения непосредственно друг с другом, или на одну трубу можно навинтить соединительную деталь, так называемую муфту, после чего в данную муфту ввинчивают вторую трубу.

«Верхний привод» представляет собой способ и оборудование, которое применяют для вращения бурильной трубы от приводной системы, расположенной на тележке, которая движется вверх и вниз по направляющим, присоединенным к мачтовой буровой установке. Верхний привод является предпочтительным средством приведения в движение бурильной трубы, поскольку он облегчает одновременное вращение и возвратно-поступательное движение трубы и циркуляцию бурового раствора. В операциях наклонно-направленного бурения при применении оборудования с верхним приводом часто снижается опасность заедания трубы.

«Насосно-компрессорная труба» представляет собой трубу, установленную в скважину внутри обсадной трубы, чтобы предоставить возможность потока текучей среды на поверхность.

«Клапан» представляет собой устройство, которое применяют для регулирования скорости потока в напорном трубопроводе. Существует множество типов клапанных устройств, включая запорный клапан, задвижку, вентиль, шаровой клапан, игольчатый клапан и пробковый кран. Клапаны можно приводить в действие вручную, с помощью дистанционного управления или автоматически или с помощью сочетания указанных способов. Рабочие характеристики клапана сильно зависят от уплотнения, установленного между плотно прилегающими механическими устройствами.

«Седло клапана» представляет собой неподвижную поверхность, на которой находится уплотнение подвижного соединения, когда клапан приводят в действие, чтобы перекрыть поток через клапан. Например, створка подземного предохранительного клапана герметизирует седло клапана, когда он закрыт.

«Промывочная труба» в операции удаления песка представляет собой трубу малого диаметра, которую спускают внутрь основной трубы после размещения фильтров по всему пластовому интервалу. Промывочную трубу применяют, чтобы облегчить поток суспензии из кольцевого пространства через весь интервал заканчивания, чтобы создать обратный поток во время обработки гравийного фильтра и чтобы оставить гравийный фильтр в кольцевом пространстве «фильтр - ствол скважины».

«Проволочный канат» представляет собой трос, который применяют для спуска инструментов и устройств в ствол скважины. Проволочный канат часто состоит из множества меньших жил, скрученных вместе, но также существует и одножильный проволочный канат или «тросовый канат». Проволочный канат обычно размещают на больших барабанах, установленных на передвижных каротажных станциях или на агрегатах на салазках.

«Спусковые колонны» представляют собой соединенные части трубы, которые применяют для проведения операции бурения, например, для спуска каротажного прибора, для извлечения материалов из ствола скважины или для осуществления закачивания цементного раствора.

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

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Все численные значения в подробном описании изобретения и в формуле изобретения в данном документе приведены с добавлением слов «около» или «приблизительно» к указанному значению и учитывают экспериментальную погрешность и отклонения, которые может ожидать специалист в данной области.

В данном документе описаны устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины и способы изготовления и применения таких устройств с покрытием. Описанные в данном документе покрытия обеспечивают значительное улучшение эксплуатационных характеристик различных устройств и операций для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе. На Фиг.1 изображена в целом система для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, для которой нанесение покрытий на некоторые устройства для эксплуатации скважины, как описано в данном документе, может обеспечить улучшение эксплуатационных характеристик данных устройств. Фиг.1А представляет собой схематическое изображение буровой установки 10, установленной на земле. Фиг.1В представляет собой схематическое изображение буровых установок 10, выполняющих наклонно-направленное бурение через песок 12, сланец 14 и воду 16 в месторождения 18 нефти. Фиг.1C и 1D представляют собой схематические изображения добывающих скважин 20 и нагнетательных скважин 22. Фиг.1Е представляет собой схематическое изображение стреляющего перфоратора 24. Фиг.1F представляет собой схематическое изображение гравийного фильтра 26 и перфорированного хвостовика 28. Без потери всеобщности, различные покрытия по данному изобретению могут оказаться предпочтительными для различных устройств для эксплуатации скважины. Широкий обзор производственных операций во всей своей полноте показывает широту возможных областей применения данных покрытий.

Способ нанесения покрытия на такие устройства, описанные в данном документе, включает нанесение подходящего покрытия на часть по меньшей мере одного устройства, которое подвергается трению, износу, коррозии, эрозии и/или образованию отложений. Покрытие наносят по меньшей мере на часть поверхности по меньшей мере одного устройства, которое подвергается контакту с другим твердым телом или с потоком текучей среды, причем: коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15; твердость покрытия превышает 400 единиц по Виккерсу; износостойкость устройства с покрытием по меньшей мере в 3 раза выше, чем износостойкость устройства без покрытия, и/или поверхностная энергия покрытия меньше 1 Дж/м². Выбор подходящего покрытия из описанных в данном документе покрытий, конкретного способа нанесения покрытия и выбор поверхностей, на которые нужно наносить покрытие, чтобы довести до максимума технические и экономические преимущества данной технологии для каждого конкретного применения, представляет собой особую область техники. Однако среди данных различных областей применения имеются общие элементы, которые обеспечивают единство способов нанесения покрытия и его применений. В данное изобретение включены модификации устройств особого нефтепромыслового оборудования, которые были предложены, чтобы воспользоваться преимуществами данного способа.

В предварительной заявке на Патент США №61/189530, зарегистрированной 20 августа 2008 г., которая включена в данный документ во всей своей полноте путем ссылки, описано применение покрытий со сверхнизким коэффициентом трения в компоновках бурильной колонны, которые применяют при бурении газовых и нефтяных скважин. Применение описанных в данном документе покрытий может принести пользу для других устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Компоновка бурильной колонны является одним из примеров устройства для эксплуатации скважины, для которого применение покрытий может принести пользу. Геометрическая форма работающей компоновки бурильной колонны является одним из примеров класса применений, включающих цилиндрическое тело. В случае бурильной колонны существующая в данное время компоновка бурильной колонны представляет собой внутренний цилиндр, который находится в скользящем контакте с обсадной трубой или с необсаженным стволом скважины, т.е. с внешним цилиндром. Данные устройства могут иметь переменный радиус и, в качестве альтернативы, их можно описать как включающие множество прилегающих цилиндров переменных радиусов. Как указано ниже, в операциях по эксплуатации нефтяной и газовой скважины имеется несколько других случаев цилиндрических тел, либо находящихся в скользящем контакте вследствие относительного движения, либо неподвижных и подвергающихся контактному воздействию потоков текучей среды. Покрытия по данному изобретению можно применять, преимущественно, в любом из данных применений путем рассмотрения конкретной проблемы, которую требуется решить, путем оценки проблемы контакта или потока, которую требуется решить, чтобы уменьшить трение, износ, коррозию, эрозию или образование отложений, и путем разумного рассмотрения того, как наносить такие покрытия на конкретные устройства для максимальной выгодности и пользы.

Существует множество примеров устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, которые предоставляют возможности полезного применения покрытий на участках поверхностей различных тел, как описано в разделе «Уровень техники», включая: покрытия на неподвижных телах для стойкости к коррозии и эрозии и стойкости к образованию отложений на внешней или внутренней поверхности или на обеих поверхностях; покрытия на неподвижных устройствах для уменьшения трения и для стойкости к эрозии и износу; покрытия на резьбовых соединениях для уменьшения трения при сборке, для стойкости к заеданию и для улучшения эксплуатационных характеристик уплотнения «металл-металл»; и покрытия на подшипниках, вкладышах и других геометрических телах для уменьшения трения и износа и для стойкости к эрозии, коррозии и износу.

В каждом случае возможны первичные и вторичные мотивы для применения покрытий, чтобы уменьшить трение, износ, коррозию, эрозию и образование отложений. На различные участки одного и того же тела можно нанести различные покрытия, чтобы учесть аспекты конструкции различных покрытий, включая проблему, которую нужно решить, доступную технологию нанесения покрытий и экономические аспекты, связанные с каждым типом покрытий. Возможно множество компромиссных и альтернативных решений, которые определят окончательный выбор применения покрытия.

Обзор применения покрытий и связанной с ними пользы:

В широком диапазоне операций и оборудования, которые требуются во время различных стадий подготовки и добычи углеводородов из ствола скважины, имеются некоторые прототипные применения, которые появляются в различных контекстах. Данные применения можно рассматривать как тела различных геометрических форм, находящиеся в скользящем контакте, и потоки текучих сред, взаимодействующие с поверхностями твердых объектов. Некоторые особые геометрические формы и примеры применений перечислены ниже, но специалисту в данной области понятна широкая область применения покрытий, и данный список не ограничивает диапазон способов по данному изобретению, описанных в данном документе:

А. Цилиндрические тела с покрытием, находящиеся в скользящем контакте вследствие относительного движения:

В применении, которое является повсеместным для всех производственных операций, два цилиндрических тела находятся в контакте, и происходят трение и износ, поскольку одно тело движется относительно другого. Тела могут состоять из множества расположенных рядом цилиндрических секций с переменными радиусами, а цилиндры могут располагаться на одной оси или не на одной оси. Может оказаться желательным нанесение покрытия на малые участки по меньшей мере одного из цилиндрических тел, возможно, на съемную деталь, которую впоследствии можно отремонтировать или заменить. Например, участки покрытия на бурильных замках бурильной трубы могут стать эффективным средством применения покрытий для уменьшения контактного трения между бурильной колонной и обсадной трубой или необсаженным стволом скважины. В другом применении, например, в приспособлениях плунжерного подъемника, может оказаться полезным нанесение покрытия на всю поверхность малого объекта, приспособления плунжерного подъемника. Помимо уменьшения трения, также можно улучшить характеристики износа с помощью покрытий, описанных в данном документе. Цилиндрические тела с покрытием, находящиеся в скользящем контакте и относительном движении, также могут проявлять повышенную твердость, что обеспечивает повышенную износостойкость.

Список примеров таких применений приведен ниже:

Бурильную трубу можно поднимать или опускать, вызывая продольное движение, и можно вращать внутри обсадной трубы или необсаженного ствола скважины. Силы трения и износ устройства увеличиваются при увеличении отклонения скважины от вертикали, поскольку локальная кривизна ствола скважины увеличивается и поскольку контактные нагрузки возрастают. Данные нагрузки из-за трения приводят к значительному увеличению крутящего момента при бурении и сопротивления, которое должны преодолевать буровая установка и устройства бурильной колонны (см. Фиг.2). На Фиг.2А изображено отклонение компоновки 30 бурильной колонны, происходящее в наклонно-направленной или в горизонтальной скважине. Фиг.2В представляет собой схематическое изображение бурильной трубы 32 и бурильного замка 34 с резьбовым соединением 35. Фиг.2С представляет собой схематическое изображение бурового долота и компоновки 36 низа бурильной колонны. Фиг.2D представляет собой схематическое изображение обсадной трубы 38 и бурильного замка 39, чтобы показать контакт, который происходит между ними, и как уменьшающие трение покрытия, описанные в данном документе, можно применять для уменьшения трения между двумя элементами, когда бурильный замок 39 вращается внутри обсадной трубы 38. Покрытия с низким коэффициентом трения, описанные в данном документе, снижают крутящий момент, требуемый для поворота бурильного замка 39 внутри обсадной трубы 38 для бурения боковых скважин. Покрытия также можно применять в резьбовых соединениях 35 труб.

Устройства компоновки низа бурильной колонны (КНБК) расположены под бурильной трубой на компоновке бурильной колонны и могут подвергаться аналогичному трению и износу; таким образом, покрытия, описанные в данном документе, могут обеспечить уменьшение трения при данных механических проблемах (см. Фиг.3). В частности, нанесение покрытий, описанных в данном документе, на устройства КНБК может уменьшить трение и износ в точках контакта с необсаженным стволом скважины и может продлить срок службы инструмента. Низкая поверхностная энергия покрытий, описанных в данном документе, также может замедлить налипание обломков выбуренной горной породы на инструменты, а также может расширить пределы стойкости к коррозии и эрозии. Также можно уменьшить склонность к прихвату под действием перепада давлений. Фиг.3А представляет собой схематическое изображение фрез 40, которые применяют в устройствах компоновки низа бурильной колонны. Фиг.3В представляет собой схематическое изображение бурового долота 41 и бурового расширителя 42, которые применяют в устройствах компоновки низа бурильной колонны. Фиг.3С представляет собой схематическое изображение расширителя 44, который применяют в устройствах компоновки низа бурильной колонны. Фиг.3D представляет собой схематическое изображение стабилизаторов 46, которые применяют в устройствах компоновки низа бурильной колонны. Фиг.3Е представляет собой схематическое изображение переводников 48, которые применяют в устройствах компоновки низа бурильной колонны.

Бурильные колонны работают внутри водоотделяющих систем и могут приводить к износу водоотделяющей колонны в результате операции бурения. Применение покрытий на износных накладках и других приспособлениях внутри водоотделяющей колонны и на бурильных замках на бурильной колонне уменьшит износ водоотделяющей колонны в результате бурения (см. Фиг.4). С помощью покрытий можно уменьшить колебания водоотделяющей колонны вследствие океанических течений, а также можно замедлить обрастание морскими организмами, что дополнительно снижает сопротивление, связанное с течениями. Обратимся к Фиг.4; нанесение покрытий, описанных в данном документе, на внешнюю поверхность 50 водоотделяющей колонны можно применять для уменьшения трения и колебаний вследствие океанических течений. Кроме того, нанесение покрытий, описанных в данном документе, на внутренние вкладыши 52 и другие точки контакта можно применять для уменьшения трения и износа.

Плунжерные подъемники удаляют воду из скважины посредством движения вверх и вниз внутри колонны насосно-компрессорных труб. Как внешний диаметр плунжерного подъемника, так и внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы может подвергаться износу, и эффективность плунжерного подъемника снижается под действием износа и контактного трения. Уменьшение трения повысит максимально допустимое отклонение для эксплуатации плунжерного подъемника, расширяя пределы применимости данной технологии. Уменьшение трения как насосно-компрессорной трубы, так и плунжерного подъемника, увеличит временные промежутки между требуемым техническим обслуживанием. С точки зрения эксплуатации, уменьшение износа внутреннего диаметра насосно-компрессорной трубы является крайне желательным. Кроме того, может оказаться полезным нанесение покрытия на внутреннюю поверхность плунжерного подъемника. В обходном состоянии текучая среда будет проходить через инструмент легче, если уменьшить сопротивление потоку с помощью покрытий на внутренних участках инструмента, что предоставляет возможность более быстрого падения инструмента.

Скользящие муфты для заканчивания скважины могут двигаться вдоль оси, например, посредством перемещения колтюбинга, чтобы сместить цилиндрическую муфту вверх или вниз относительно корпуса инструмента, который также может быть цилиндрическим. Данные муфты становятся чувствительными к трению, износу, эрозии, коррозии и застреванию в результате повреждения материалами горной породы и накопления накипи и отложений.

Насосные штанги и бесшовные насосные штанги Corod™ применяют в качалках насосной установки, чтобы выкачивать нефть на поверхность из скважин с низким давлением, и их также можно применять для выкачивания воды из газовых скважин. Трение и износ происходят непрерывно, когда штанги движутся относительно колонны насосно-компрессорных труб. Уменьшение трения может предоставить возможность выбора качалок насосной установки меньшего размера и снижения количества потребляемой энергии в операциях по эксплуатации скважинных насосов (см. Фиг.5). Обратимся к Фиг.5А; покрытия, описанные в данном документе, можно применять в точках контакта устройств штанговых насосов, включая (но не ограничиваясь перечисленным) направляющую 60 насосной штанги, насосную штангу 62, пакер 64 насосно-компрессорной трубы, внутрискважинный насос 66 и перфорационные отверстия 68. Обратимся к Фиг.5В; покрытия, описанные в данном документе, можно применять на серьге 70 полированного штока и на полированном штоке 72, чтобы обеспечить гладкие прочные поверхности, а также хорошие уплотнения. Фиг.5С представляет собой схематическое изображение насосной штанги 62, где покрытия, описанные в данном документе, можно применять для предотвращения трения и износа и на резьбовых соединениях 74.

На поршни и/или гильзы поршней в насосах для буровых растворов на буровых платформах и в насосах для перекачивания жидкостей для воздействия на пласт при действиях по интенсификации притока можно нанести покрытие, чтобы уменьшить трение и износ, что предоставляет возможность улучшения эксплуатационных характеристик насоса и продления срока службы устройства. Поскольку некоторое оборудование применяют для перекачивания кислоты, покрытия также могут уменьшить коррозию и, возможно, повреждение данных устройств в результате эрозии.

Расширяемые трубы обычно спускают в ствол скважины при поддержке с помощью подвешивающего узла, а затем расширяют путем спуска дорна через трубу. Нанесение покрытия на поверхность дорна может значительно снизить нагрузку на дорн и предоставляет возможность применения расширяемых труб в скважинах с большим отклонением от вертикали, чем было бы возможно при других обстоятельствах. Скорость и эффективность операции расширения можно увеличить в результате значительного уменьшения трения. Дорн представляет собой сужающийся цилиндр, и его можно рассматривать как состоящий из прилегающих цилиндров переменных радиусов; в качестве альтернативы, сужающийся дорн можно рассматривать как тело сложной геометрической формы.

На внутреннюю поверхность линий и труб управления можно нанести покрытие для получения пользы от уменьшения сопротивления потоку и коррозии/эрозии. Стекловолокно можно продавливать с уменьшенным сопротивлением через трубы и разворотные муфты, на внутреннюю поверхность которых нанесено покрытие.

Инструменты для работы в стволе скважины обычно представляют собой цилиндрические тела или тела, состоящие из прилегающих цилиндров переменных радиусов, которые эксплуатируют в обсадной трубе, насосно-компрессорной трубе и в необсаженном стволе скважины, либо на проволочном канате, либо на жесткой трубе. Сопротивление трения возрастает при увеличении наклона ствола скважины или при увеличении локальной кривизны ствола скважины, что делает ненадежной эксплуатацию таких инструментов на проволочном канате. Покрытия, нанесенные на контактные поверхности, могут предоставить возможность надежной эксплуатации таких инструментов на проволочном канате при больших отклонениях от вертикали. Список таких инструментов включает (но не ограничивается перечисленным): каротажные приборы, стреляющие перфораторы и пакеры (см. Фиг.6). Обратимся к Фиг.6А;

покрытия, описанные в данном документе, можно применять на внешних поверхностях каверномера 80, чтобы уменьшить трение и износ в необсаженном стволе 82 скважины или в обсадной трубе (не показана). Обратимся к Фиг.6В; покрытия, описанные в данном документе, можно применять на внешних поверхностях акустического каротажного зонда 84, включая (но не ограничиваясь перечисленным) передатчик 86 сигналов и приемник 88 сигналов, чтобы уменьшить трение и износ в обсадной трубе 90 или в необсаженном стволе скважины. Обратимся к Фиг.6С и 6D; покрытия, описанные в данном документе, можно применять на внешних поверхностях пакеров 92 и стреляющего перфоратора 94, чтобы уменьшить трение и износ в необсаженном стволе скважины. Низкая поверхностная энергия покрытий замедлит налипание горной породы на инструменты, а пределы стойкости к коррозии и эрозии также можно расширить.

Покрытия можно нанести на внутренние участки важных секций трубы, которые имеют большую кривизну и подвергаются контактным нагрузкам во время бурения и операций спуска других инструментов. Данные покрытия можно нанести перед спуском обсадной трубы в ствол скважины или, в качестве альтернативы, после того как труба установлена на место.

Проволочный канат представляет собой тонкое цилиндрическое тело, которое применяют внутри обсадной трубы, насосно-компрессорной трубы и необсаженного ствола скважины. При большом увеличении каждая нить представляет собой цилиндр, а скрученные нити представляют собой пучок некоаксиальных цилиндров, которые вместе составляют эффективный цилиндр проволочного каната. Сила трения возникает в точках контакта между проволочным канатом и стволом скважины, поэтому нанесение на проволочный канат покрытий с низким коэффициентом трения предоставит возможность эксплуатации с пониженным трением и износом. Можно получить пользу от нанесения покрытий с низким коэффициентом трения на канат с оплеткой, многожильный кабель, одножильный кабель и тросовый канат (см. Фиг.7). Обратимся к Фиг.7А; покрытия, описанные в данном документе, можно нанести на проволочный канат 100 посредством нанесения на проволоку 102, на отдельные пряди 104 проволоки или на пучок 106 прядей. Устройство 108 блочного типа, как показано на Фиг.7В, можно применять для спуска каротажных приборов с помощью проволочного каната 100 в обсадную трубу, насосно-компрессорную трубу и необсаженный ствол скважины. В блочном устройстве также можно применять покрытия, преимущественно, в зонах блока и подшипников, которые подвергаются нагрузкам и износу вследствие трения.

На центраторы обсадных труб и на контактные кольца для скважинных инструментов можно нанести покрытие, чтобы уменьшить сопротивление трения размещению таких устройств в стволе скважины.

В. Цилиндрические тела с покрытием, которые являются, в основном, неподвижными:

Существуют разнообразные применения покрытий на участках внешней поверхности, внутренней поверхности или обеих поверхностей цилиндрических тел (например, трубы или модифицированной трубы), главным образом, для стойкости к эрозии, коррозии и износу, но также и для уменьшения трения с потоком текучей среды. Цилиндрические тела могут быть прилегающими или неприлегающими, могут располагаться на одной оси или не на одной оси, или перечисленные характеристики могут образовывать любое сочетание. В данных применениях цилиндрическое устройство с покрытием может являться по существу неподвижным в течение длительных интервалов времени, хотя иногда вторичная польза от нанесения покрытий состоит в уменьшении силы трения, когда устройство для эксплуатации установлено.

Список примеров таких применений приведен ниже:

Перфорированная основная труба, основная труба с щелевидными отверстиями или основная труба противопесочного фильтра часто подвергаются повреждению в результате эрозии и коррозии во время заканчивания скважины и обработки пласта для интенсификации притока (например, создание гравийного фильтра или гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра) и во время периода эксплуатации скважины. Например, покрытия, полученные с применением способа по данному изобретению, обеспечат больший внутренний диаметр для потока и уменьшат перепад давлений при течении по сравнению с более толстыми пластмассовыми покрытиями. В другом примере коррозионно-активные добываемые флюиды могут разъедать материалы и со временем приводить к износу материала. Кроме того, высокопродуктивные пластовые интервалы могут обеспечивать такие скорости текучей среды, которые являются достаточно высокими, чтобы привести к эрозии. Данные текучие среды также могут переносить твердые частицы, такие как мелкие частицы горной породы или песок, что приводит к выходу из строя устройства для заканчивания скважины. Кроме того, возможно образование отложений асфальтенов, парафинов, накипи и гидратов на оборудовании для заканчивания скважины, таком как основные трубы. В данных ситуациях покрытия могут принести пользу в результате уменьшения эффектов трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений (см. Фиг.8). Некоторые покрытия для применений в фильтрах описаны в Патенте США №6742586 В2.

На внутреннюю поверхность, внешнюю поверхность или на обе поверхности промывочных труб, шунтирующих труб и инструментов для технического обслуживания и ремонта, которые применяют в операциях создания гравийного фильтра, можно нанести покрытие, чтобы уменьшить эрозию и сопротивление потоку. Текучие среды с увлеченными твердыми частицами для гравийного фильтра закачивают с высокими скоростями с помощью данных устройств.

На муфты, защищающие насосно-компрессорную трубу от размывающего воздействия, преимущественно, можно нанести покрытие для повышения стойкости к эрозии, которая происходит в результате столкновений с текучими средами и твердыми частицами с высокой скоростью.

На тонкие металлические сетки можно нанести покрытие для уменьшения трения и для стойкости к коррозии и эрозии. Процесс нанесения покрытия можно применять к отдельным цилиндрическим нитям перед их переплетением или к сетке в целом после осуществления переплетения или совместно или в сочетании. Сетчатый фильтр можно рассматривать как состоящий из множества цилиндров. Проволочные нити можно тянуть через устройство для нанесения покрытия, чтобы предоставить возможность нанесения покрытия на всю площадь поверхности проволоки. Применения покрытия включают (но не ограничиваются перечисленным): противопесочные фильтры, расположенные внутри интервалов заканчивания, фильтры Mazeflo™ для заканчивания скважины, фильтры, полученные спеканием, фильтры с проволочной обмоткой, вибрационные сита для удаления твердой фазы из бурового раствора и другие фильтры, которые применяют в устройствах для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Покрытия можно нанести по меньшей мере на часть фильтрующей среды, основной трубы фильтра или на оба устройства (см. Фиг.8). На Фиг.8 изображен пример применения покрытий, описанных в данном документе, на сетчатых фильтрах и на основной трубе. В частности, покрытия, описанные в данном документе, можно нанести на хвостовик с щелевидными продольными отверстиями сетчатых фильтров 110, а также на основную трубу 112, как показано на Фиг.8А и 8В, чтобы предотвратить их коррозию, эрозию и образование отложений на них. Покрытия, описанные в данном документе, также можно нанести на сетчатые фильтры в вибрационном сите 114 оборудования для удаления твердой фазы из бурового раствора, как показано на Фиг.8С.

Покрытия могут понизить требования к твердости материала и ослабить воздействие коррозии и эрозии на некоторые устройства и детали, предоставляя возможность применения материалов с меньшей стоимостью в качестве замены для стеллита, карбида вольфрама, сплава MP35N, высоколегированных сплавов и других дорогостоящих материалов, выбранных для этой цели.

С. Пластины, диски и тела сложной геометрической формы:

Можно рассмотреть применение множества покрытий для нецилиндрических устройств, таких как пластины или диски, или для тел более сложной геометрической формы. Польза от покрытий может состоять в уменьшении трения скользящего контакта и износа, происходящего в результате относительного движения по отношению к другим устройствам, или, возможно, в уменьшении коррозии, эрозии и образования отложений в результате взаимодействия с потоками текучей среды, или во многих случаях может являться сочетанием того и другого. Данные применения могут принести пользу в результате использования покрытий, как описано ниже.

Список примеров таких применений приведен ниже:

Можно получить пользу от нанесения покрытий на дроссели, клапаны, седла клапанов, уплотнения, шаровые клапаны, регуляторы притока, клапаны интеллектуальной скважины и кольцевые изолирующие клапаны для уменьшения эрозии, коррозии и повреждений вследствие образования отложений. Многие из данных устройств применяют в оборудовании устья скважины (см. Фиг.9 и 10). В частности, обратимся к Фиг.9А, 9В, 9С, 9D и 9Е; на клапаны 110, противовыбросовые превенторы 112, оборудование 114 устья скважины, нижние задвижки 116 ведущей бурильной трубы и газлифтные клапаны 118 можно нанести покрытия, описанные в данном документе, чтобы обеспечить стойкость к эрозии и коррозии высокоскоростных деталей, а гладкие поверхности данных устройств с покрытием обеспечивают улучшенную герметичность. Кроме того, обратимся к Фиг, 10А, 10В и 10С; дроссели 120, диафрагменные расходомеры 122 и турбинные расходомеры 124 могут включать ограничители потока и другие детали (т.е. лопастные колеса и роторы), на которые нанесены покрытия, описанные в данном документе, чтобы обеспечить дополнительную стойкость к эрозии и коррозии. Другие участки поверхности тех же устройств для эксплуатации скважины могут получить пользу от уменьшенного трения и износа, которых достигают с применением такого же или другого покрытия на другом участке устройства для эксплуатации скважины.

Можно получить пользу от нанесения покрытий с низким коэффициентом трения на седла клапанов, ниппеля, клапаны, боковые карманы, дорны, клинья пакера, фиксаторы пакера и т.д.

Подземные предохранительные клапаны применяют для регулирования потока в случае возможной потери герметичности на поверхности. Данные клапаны обычно применяют в морских скважинах для повышения работоспособности, и они часто являются обязательными по нормативным документам. Повышение надежности и эффективности подземных предохранительных клапанов обеспечивает существенную пользу для их работоспособности и может предотвратить проведение дорогостоящих ремонтных работ в случае, если клапан не пройдет испытания. Повышенные герметичность, стойкость к коррозии, эрозии и образованию отложений и пониженные трение и износ движущихся элементов клапана могут оказаться очень полезными по этим причинам.

Газлифтные клапаны и клапаны для нагнетания химических реагентов обычно применяют в колоннах насосно-компрессорных труб, чтобы предоставить возможность нагнетания текучих сред, а нанесение покрытия на участки данных устройств повысит их эксплуатационные характеристики. Газлифт применяют для снижения гидростатического напора и увеличения потока из скважины, а химические реагенты вводят, например, чтобы замедлить образование гидратов или накипи в скважине, которое может препятствовать потоку.

На внутренние поверхности коленчатых патрубков, тройников и соединительных муфт можно нанести покрытия для уменьшения трения потока текучей среды и для предотвращения образования накипи и отложений.

На шариковые подшипники, подшипники скольжения или опорные подшипники вращающегося оборудования можно нанести покрытия, чтобы обеспечить низкий коэффициент трения и стойкость к износу и чтобы предоставить возможность продления срока службы элементов подшипников.

Можно получить пользу от нанесения покрытий с низким коэффициентом трения на подшипники шарошечного конического долота.

Можно получить пользу от нанесения покрытий с низким коэффициентом трения на сменные вкладыши.

Покрытие на уплотнениях подвижного соединения «металл-металл» можно применять для улучшения или замены эластомеров в уплотнительных узлах, совершающих возвратно-поступательное и/или вращательное движение.

Насосы Moyno™ и винтовые насосы включают лопастный ротор, вращающийся внутри неподвижного статора. Нанесение покрытия на одну или другую деталь или на обе детали может предоставить возможность улучшения работы и повышения эффективности и долговечности насоса.

На лопастные колеса и статоры во вращающемся насосном оборудовании можно нанести покрытие для стойкости к эрозии и износу и для долговечности, когда в потоке могут присутствовать мелкие твердые частицы. Такие применения включают погружные насосы.

Участки с покрытием на поверхности центрифуги, которую применяют в оборудовании для удаления твердой фазы из бурового раствора, могут повысить эффективность данных устройств вследствие предотвращения засорения выпускного отверстия центрифуги.

Пружины с покрытием в инструментах могут обладать пониженным контактным трением и длительной эксплуатационной долговечностью. Примеры включают предохранительные клапаны, газлифтные клапаны, амортизирующие переводники и ясы.

На элементы каротажных приборов можно нанести покрытие для улучшения операций, включающих в себя размещение рычагов, трубок для взятия образцов, колб для взятия проб текучей среды и других приспособлений в стволе скважины. Приспособления, которые вытягиваются из прибора, а затем втягиваются обратно в прибор, могут в меньшей степени поддаваться заеданию вследствие трения и образования отложений твердых веществ, если на них нанести покрытия.

Можно получить пользу от нанесения покрытий на оборудование для ловильных работ, включая (но не ограничиваясь перечисленным) промывочную трубу, захват и овершот, чтобы облегчить защелкивание на отсоединившейся детали оборудования, или «оставленного в скважине предмета», и ее/его извлечение из ствола скважины. Покрытия могут способствовать уменьшению трения при входе в промывочную трубу, а твердое покрытие на захвате может улучшить захватывание инструмента (см. Фиг.11). В частности, обратимся к Фиг.11А; покрытия, описанные в данном документе, можно нанести на промывочную трубу 130, соединительные муфты 132 промывочных труб, башмачные фрезы 134 и ловильные устройства для уменьшения трения при входе оставленного в скважине предмета 136 в колонну промывочных труб. Кроме того, обратимся к Фиг.11В; покрытия, описанные в данном документе, можно нанести на захват 138, чтобы поддержать твердость материала для хорошего сцепления.

Можно получить пользу от нанесения покрытий на датчики содержания песка и приборы для измерения притока к скважине для наблюдения за давлением, температурой, скоростями потоков, концентрациями текучих сред, плотностью и другими физическими или химическими свойствами, чтобы продлить срок их службы и чтобы противодействовать повреждениям вследствие износа, эрозии, коррозии и образования отложений накипи, асфальтенов, парафинов и гидратов. На Фиг.12А и 12В, соответственно, можно найти примеры чертежей, на которых показано отсутствие отложений накипи и наличие отложений накипи в трубных изделиях 140. В частности, на Фиг.12А изображены трубы 140 с полными внутренними диаметрами вследствие отсутствия отложений накипи, асфальтенов, парафинов или гидратов благодаря применению покрытий, описанных в данном документе, на внутренней и/или внешней поверхностях труб 140. Напротив, на Фиг.12В изображены трубы 140 с ограниченной пропускной способностью вследствие образования накипи и других отложений 142 на внутренней и/или внешней поверхностях труб 140, поскольку описанные в данном документе покрытия с низкой поверхностной энергией не применяли. Образование накипи и других отложений 142 в трубах 140 препятствует доступу каротажных приборов в ствол скважины.

D. Резьбовые соединения:

Высокопрочные материалы для труб и особые сплавы в нефтепромысловых применениях могут быть чувствительными к заеданию, и можно получить пользу от нанесения покрытий на резьбовые соединения, чтобы уменьшить трение и повысить твердость поверхности во время сборки соединения и чтобы предоставить возможность повторного использования трубы и соединительных муфт без восстановления резьбы. Эксплуатационные характеристики уплотнения можно улучшить в результате предоставления возможности больших контактных нагрузок без опасности заедания.

Можно получить пользу от нанесения покрытий с низким коэффициентом трения, описанных в данном документе, на наружную и/или внутреннюю резьбу обсадной трубы, насосно-компрессорной трубы, бурильной трубы, утяжеленных бурильных труб, спусковых колонн, поверхностных напорных трубопроводов, линий для обработки пласта для интенсификации притока, на резьбу, которую применяют для соединения скважинных инструментов, водоотделяющих колонн, и на другие резьбовые соединения, участвующие в производственных операциях. Нанесение покрытия на резьбу можно осуществить отдельно или в сочетании с современной технологией для создания улучшенного соединения и повышения стойкости к заеданию, включая дробеструйную обработку труб и холодную прокатку и, возможно, но менее вероятно, химическую обработку резьбы. (см. Фиг.13) Обратимся к Фиг.13А; на концы труб с наружной 150 и/или внутренней 152 резьбой можно нанести покрытия, описанные в данном документе. Обратимся к Фиг.13В; на резьбу 154 и/или заплечик 156 можно нанести покрытия, описанные в данном документе. На резьбовые соединения (не показаны) труб 158 с резьбой, изображенных на Фиг.13С, можно нанести покрытия, описанные в данном документе. Повреждение 159 резьбы 154, изображенное на Фиг.13D, можно предотвратить в результате применения покрытий, описанных в данном документе.

Подробное применение и польза от применения описанных покрытий:

Подробное изучение одного из важных аспектов производственных операций, процесса бурения, может помочь определить некоторые проблемы и возможности полезного применения покрытий в процессе эксплуатации скважины.

Глубокие скважины для поисково-разведочных работ и для добычи нефти и газа бурят с применением системы роторного бурения, которая создает ствол скважины с помощью породоразрушающего инструмента, бурового долота. Крутящий момент, приводящий в движение буровое долото, часто создают на поверхности с помощью двигателя с механической коробкой передач. Через трансмиссию двигатель приводит в движение стол бурового ротора или установку верхнего привода. Средством передачи энергии от поверхности к буровому долоту является бурильная колонна, состоящая, главным образом, из бурильных труб. Самой нижней частью бурильной колонны является компоновка низа бурильной колонны (в данном документе сокращенно КНБК), состоящая из утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов и других элементов, включая измерительные устройства, раздвижные буровые расширители, двигатели и другие устройства, известные специалистам в данной области. Сочетание бурильной колонны и компоновки низа бурильной колонны в данном документе называют компоновкой бурильной колонны. В качестве альтернативы, бурильную колонну может заменить колтюбинг, и сочетание колтюбинга и компоновки низа бурильной колонны в данном документе также называют компоновкой бурильной колонны. Компоновка низа бурильной колонны соединена с буровым долотом в буровом наконечнике.

В случае компоновки бурильной колонны, включающей бурильную колонну, во время операций бурения к бурильной колонне периодически добавляют новые секции бурильной трубы, а верхние секции ствола скважины обычно крепят обсадными трубами, чтобы укрепить стенки скважины, и возобновляют бурение. Таким образом, компоновка бурильной колонны (бурильная колонна/КНБК) подвергается трению и износу различных типов, возникающим в результате взаимодействия между бурильной колонной/КНБК/буровым долотом и обсадной трубой («обсаженной» частью ствола скважины) или частицами разбуренной горной породы и буровым раствором в кольцевом пространстве или бурильной колонной/КНБК/буровым долотом и необсаженным стволом скважины («необсаженной» частью ствола скважины).

Тенденция к проведению бурения в более глубоких и более твердых горных породах, где механическая скорость проходки (в данном документе сокращенно МСП) является низкой, приводит к высокой стоимости бурения. В других областях, таких как бурение глубинных сланцев, может происходить налипание разбуренной породы в забое скважины, причем частицы разбуренного сланца налипают на режущую поверхность бурового долота вследствие перепада давлений бурового раствора между поверхностью раздела «обломки выбуренной породы - буровой раствор» и поверхностью раздела «обломки выбуренной породы - буровое долото», значительно снижая эффективность бурения и МСП. Налипание обломков выбуренной породы на устройства КНБК, такие как стабилизаторы, также может привести к неэффективности бурения.

Трение и износ компоновки бурильной колонны являются важными причинами преждевременного выхода из строя бурильной колонны или колтюбинга и связанной с этим неэффективности бурения. Износ стабилизатора может влиять на качество ствола скважины, кроме того, он приводит к вибрационной неэффективности. Данная неэффективность может проявляться как ограничение МСП или «точки обвала», в том смысле, что МСП не увеличивается линейно с осевой нагрузкой на долото (в данном документе сокращенно ОНД) и частотой вращения бурового долота, выраженной как число оборотов в минуту (в данном документе сокращенно об/мин), как предсказывает механика бурового долота. Данное ограничение схематически изображено на Фиг.14.

В буровой промышленности признают, что вибрация бурильной колонны и налипание породы на долото представляют собой две наиболее важные проблемы, ограничивающие механическую скорость проходки. Нанесение покрытий, описанных в данном документе, на компоновку бурильной колонны способствует ослаблению данных ограничений МСП.

Условия при глубоком бурении, особенно в твердых горных породах, вызывают сильную вибрацию компоновки бурильной колонны, которая может привести к уменьшению механической скорости проходки бурового долота и к преждевременному выходу из строя скважинного оборудования. Двумя основными источниками возбуждения вибрации являются взаимодействия между буровым долотом и горной породой и между компоновкой бурильной колонны и стволом скважины или обсадной трубой. В результате в компоновке бурильной колонны возникают осевые, крутильные или боковые колебания, или, обычно, сочетание данных трех основных видов колебаний, то есть, связанные колебания. Следовательно, это приводит к возникновению сложной проблемы. Особенно проблемным видом вибрации компоновки бурильной колонны являются колебания типа «прихват-проскальзывание», которые являются проявлением нестабильности крутящего момента. Статическое контактное трение различных устройств компоновки бурильной колонны с обсадной трубой/стволом скважины, а также динамическая характеристика данного контактного трения как функция частоты вращения, могут иметь большое значение для возникновения колебаний типа «прихват-проскальзывание». Например, предполагают, что скачкообразная нестабильность крутящего момента, вызванная буровым долотом, может возникать в результате уменьшения контактного трения на поверхностях раздела «буровое долото - ствол скважины» при увеличении скорости, где динамическое контактное трение меньше, чем статическое трение.

С помощью современной передовой технологии можно бурить множество боковых стволов скважин от одного исходного ствола скважины. Это может иметь значение для бурения на большую глубину и для применения технологии наклонно-направленного бурения, например, благодаря применению роторных управляемых систем (в данном документе сокращенно РУС). Хотя они приносят большую выгоду с точки зрения стоимости и логистики, но также значительно увеличивают износ бурильной колонны и обсадной трубы. В некоторых случаях наклонно-направленного бурения или бурения с увеличенным отклонением от оси скважины степень отклонения от вертикали, наклон (угол отклонения от вертикали) может составлять 90°; такие скважины обычно называют горизонтальными скважинами. При операциях бурения компоновка бурильной колонны имеет склонность прислоняться к боковой стенке ствола скважины или обсадной трубы скважины. Данная склонность значительно больше в наклонно-направленных скважинах из-за действия силы тяжести. Когда длина бурильной колонны и/или угол отклонения бурильной колонны от вертикали увеличивается, общее сопротивление трения, создаваемого вращающейся бурильной колонной, также увеличивается. Чтобы преодолеть данное увеличение сопротивления трения, требуется дополнительная энергия для вращения бурильной колонны. В результате износ и трение колонны/обсадной трубы являются очень важными параметрами для эффективности операции бурения. Измеренная глубина, которой можно достичь в данных ситуациях, может быть ограничена имеющейся несущей способностью по крутящему моменту буровой установки. Необходимо найти более эффективные решения, чтобы продлить срок службы оборудования и повысить производительность бурения с применением существующих буровых установок и приводных механизмов, чтобы увеличить область действия данных операций. Было обнаружено, что нанесение покрытий на участки компоновки бурильной колонны или на всю компоновку бурильной колонны может решить данные проблемы. На Фиг.2 и 3 показаны области компоновки бурильной колонны, на которые можно нанести покрытия, описанные в данном документе, чтобы уменьшить трение или износ во время бурения.

Другой аспект настоящего изобретения относится к применению покрытий для улучшения эксплуатационных характеристик буровых инструментов, особенно компоновки низа бурильной колонны для бурения в пластах, содержащих глину и подобные вещества. В настоящем изобретении применяют новые материалы с низкой поверхностной энергией или устройства для нанесения покрытий, чтобы обеспечить поверхности с низкой термодинамической энергией, например не смачиваемую водой поверхность для устройств в забое скважины. Покрытия, описанные в данном документе, пригодны для бурения нефтяных и газовых скважин в областях с вязкими горными породами, например, при бурении глубинных сланцев с высоким содержанием глины с применением буровых растворов на водной основе (в данном документе сокращенно БРВО), чтобы предотвратить налипание разбуренной породы на компоновку низа бурильной колонны.

Кроме того, нанесение покрытий, описанных в данном документе, на компоновку бурильной колонны может одновременно уменьшить контактное трение, налипание разбуренной породы и снизить износ, при этом без снижения долговечности и механической целостности обсадной трубы. Таким образом, покрытия, описанные в данном документе, являются «благоприятными для обсадной трубы», в том смысле, что они не сокращают срок службы или функциональность обсадной трубы. Покрытия, описанные в данном документе, также отличаются низкой чувствительностью или отсутствием чувствительности к свойству уменьшения трения при увеличении скорости. Таким образом, компоновки бурильной колонны, на которые нанесены покрытия, описанные в данном документе, обеспечивают поверхности с низким коэффициентом трения, обладающие преимуществами как в уменьшении колебаний типа «прихват-проскальзывание», так и в уменьшении паразитного крутящего момента, что предоставляет дополнительные возможности при бурении с большим отклонением от оси скважины.

Покрытия, описанные в данном документе, для компоновок бурильной колонны обеспечивают следующие примеры неограничивающих преимуществ: i) уменьшение колебаний типа «прихват-проскальзывание», ii) уменьшение крутящего момента и сопротивления для увеличения протяженности скважин с увеличенным отклонением от оси скважины и iii) уменьшение налипания разбуренной породы на буровое долото и на другие устройства компоновки низа бурильной колонны. Три данных преимущества вместе с минимизацией паразитного крутящего момента могут привести к значительному увеличению механической скорости проходки при бурении, а также долговечности скважинного бурового оборудования, что также способствует сокращению времени простоя (в данном документе сокращенно ВП). Покрытия, описанные в данном документе, не только уменьшают трение, но также противостоят агрессивным средам при бурении скважины, что требует химической стабильности, стойкости к коррозии, ударопрочности, стойкости к износу, к эрозии и механической целостности (прочности поверхности раздела «покрытие-основа»). Покрытия, описанные в данном документе, также подходят для нанесения на тела сложной геометрической формы без ущерба для свойств основы. Кроме того, покрытия, описанные в данном документе, также обеспечивают поверхности с низкой поверхностной энергией, необходимые для обеспечения стойкости к налипанию разбуренной породы на устройства в забое скважины.

Данное обсуждение процесса бурения было сфокусировано на пользе покрытий, нанесенных, главным образом, на цилиндры, находящиеся в скользящем контакте, с точки зрения трения и износа, а также была установлена польза поверхностей с низкой поверхностной энергией с точки зрения уменьшения налипания обломков выбуренной горной породы на устройства в забое скважины. То же самое техническое обсуждение относится к другим случаям цилиндров, находящихся в скользящем контакте вследствие относительного движения, при соответственно изменившихся обстоятельствах.

Аналогичным образом, были определены другие общие геометрические параметры, как описано выше: пластины, диски и тела сложной геометрической формы, находящиеся в относительном движении; неподвижные цилиндрические тела; неподвижные устройства в производственном оборудовании, имеющем сложную геометрическую форму; и резьбовые соединения.

Уменьшение трения и износа являются основными мотивами нанесения покрытий на тела, находящиеся в скользящем контакте вследствие относительного движения; геометрическая форма включает цилиндры, пластины и диски или тела более сложной геометрической формы. Для неподвижных устройств мотивы и польза от нанесения покрытий несколько отличаются. Хотя трение и износ могут являться важными вторичными факторами (например, при начальной установке устройства), основная польза от нанесения покрытий может состоять в их стойкости к эрозии, коррозии и образованию отложений, а затем данные факторы приобретают большое значение при их выборе и применении.

Примеры воплощений настоящего изобретения:

В одном из примеров воплощения настоящего изобретения устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины включает устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающее одно или более цилиндрических тел, и покрытие по меньшей мере на части одного или более цилиндрических тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

В другом примере воплощения настоящего изобретения устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины включает устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающее одно или более тел, при условии, что одно или более тел не включают буровое долото, и покрытие по меньшей мере на части одного или более тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

Коэффициент трения покрытия может быть меньше или равен 0,15 или 0,13 или 0,11 или 0,09 или 0,07 или 0,05. Силу трения можно рассчитать следующим образом: Сила Трения = Вертикальная Направленная Сила × Коэффициент Трения. В другом варианте устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины может иметь коэффициент динамического трения, который составляет не менее 50% или 60% или 70% или 80% или 90% от коэффициента статического трения покрытия. В другом варианте устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины может иметь коэффициент динамического трения, который равен коэффициенту статического трения покрытия или превышает его.

Устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины можно изготовить из сталей на основе железа, сплавов на основе Al, сплавов на основе Mi и сплавов на основе Ti. Сталь марки 4142 является одним из неограничивающих примеров стали на основе железа, которую применяют для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Поверхность основы из стали на основе железа, если требуется, можно подвергнуть углубленной обработке поверхности перед нанесением покрытия. Углубленная обработка поверхности может обеспечить одно или более из следующих преимуществ: большой срок службы, повышенную износостойкость, пониженный коэффициент трения, повышенную усталостную прочность и улучшенные антикоррозионные характеристики слоев покрытия. Неограничивающие примеры углубленной обработки поверхности включают ионное легирование, азотирование, цементацию, дробеструйную обработку, полирование лазерным лучом и пучком электронов, лазерную нагартовку и их сочетания. Такая обработка поверхности может упрочнить поверхность основы посредством введения дополнительных веществ и/или создания глубоких сжимающих остаточных напряжений, что приводит к замедлению роста трещин, возникновение которых вызвано усталостью материала, ударами и износом.

Покрытия, описанные в данном документе, можно выбрать из аморфного сплава, нанесенного химическим и/или электролитическим осаждением никель-фосфорного композиционного материала, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний. Материал на основе алмаза может представлять собой алмаз, полученный химическим осаждением из паровой фазы (ХОПФ), или поликристаллический алмазный композит (ПАК). В одном из предпочтительных воплощений данного изобретения на устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины наносят покрытие из алмазоподобного углерода (АПУ), а более конкретно покрытие из АПУ можно выбрать из тетраэдрического аморфного углерода (ta-C), тетраэдрического аморфного гидрогенизированного углерода (ta-C:H), алмазоподобного гидрогенизированного углерода (АПГУ), полимероподобного гидрогенизированного углерода (ППГУ), графитоподобного гидрогенизированного углерода (ГПГУ), кремнийсодержащего алмазоподобного углерода (Si-АПУ), металлсодержащего алмазоподобного углерода (Ме-АПУ), кислородсодержащего алмазоподобного углерода (0-АПУ), азотсодержащего алмазоподобного углерода (N-АПУ), борсодержащего алмазоподобного углерода (В-АПУ), фторированного алмазоподобного углерода (F-АПУ) и их сочетаний.

Значительное уменьшение коэффициента трения (КГ) для устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины приведет к значительному уменьшению силы трения. Это означает, что меньшая сила требуется для скольжения обломков выбуренной породы по поверхности, когда устройство представляет собой компоновку бурильной колонны с покрытием. Если сила трения является достаточно низкой, то может оказаться возможным увеличение подвижности обломков выбуренной породы по поверхности, до тех пор, пока они не смогут оторваться от поверхности компоновки бурильной колонны или переместиться в кольцевое пространство. Также может оказаться возможным, что увеличение подвижности обломков выбуренной породы по поверхности может замедлить налипание обломков выбуренной породы вследствие разности давлений между буровым раствором и граничной областью «буровой раствор - сдавленные обломки выбуренной породы - шарошка», удерживающей обломки выбуренной породы на поверхности шарошки. Уменьшение КГ на поверхностях устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины осуществляют посредством нанесения покрытий, описанных в данном документе, на данные поверхности. Данные покрытия, нанесенные на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, способны противостоять агрессивным средам при бурении, включая стойкость к коррозии, ударной нагрузке и действию высоких температур.

В добавление к низкому КГ покрытия по настоящему изобретению также обладают достаточно высокой твердостью, чтобы обеспечить стойкость к износу во время операций по эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Более конкретно, твердость по Виккерсу или эквивалентная твердость по Виккерсу покрытий на приспособлении для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанном в данном документе, может быть больше или равна 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3500, 4000, 4500, 5000, 5500 или 6000. Твердость по Виккерсу более 400 предоставляет возможность применения устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины в качестве компоновки бурильной колонны, которая подходит для бурения сланцев с применением буровых растворов на водной основе и спиральных стабилизаторов. Спиральные стабилизаторы проявляют меньшую склонность к возбуждению колебаний КНБК, чем прямые стабилизаторы. На Фиг.15 изображено соотношение между КГ покрытия и твердостью покрытия для некоторых покрытий, описанных в данном документе, в сравнении со сталями для бурильной колонны и КНБК, известными в уровне техники. Сочетание низкого КГ и высокой твердости для покрытий, описанных в данном документе, при применении в качестве поверхностного покрытия на компоновках бурильной колонны обеспечивает твердые и долговечные материалы с низким КГ для применений в бурении скважин.

Устройства с покрытиями, описанными в данном документе, для эксплуатации нефтяной и газовой скважины также обеспечивают поверхностную энергию менее 1, 0,9, 0,8, 0,7, 0,6, 0,5, 0,4, 0,3, 0,2 или 0,1 Дж/м². В операциях подземного роторного бурения это способствует ослаблению прилипания или налипания обломков выбуренной горной породы. Для количественной характеристики поверхностной энергии покрытий на устройствах с покрытиями для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, также можно применять значение контактного угла смачивания. Для покрытий, описанных в данном документе, значение контактного угла смачивания водой превышает 50, 60, 70, 80 или 90°.

Дополнительные подробности, относящиеся к покрытиям, описанным в данном документе, для применения в устройствах с покрытиями для эксплуатации нефтяной и газовой скважины изложены ниже:

Аморфные сплавы:

Аморфные сплавы в качестве покрытий для устройств с покрытиями для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, обеспечивают высокий предел упругости/скоростной напор потока при относительно высокой твердости. Данные характеристики предоставляют возможность сохранения упругих свойств данных материалов, подвергнутых напряжению или деформации, при более высоких значениях деформации/напряжения по сравнению с кристаллическими материалами, такими как стали, которые применяют в компоновках бурильной колонны. На Фиг.16 изображена зависимость деформации от напряжения для аморфных сплавов в качестве покрытий для компоновок бурильной колонны и для традиционных кристаллических сплавов/сталей, которая показывает, что в традиционных кристаллических сплавах/сталях легко может происходить пластическая деформация при относительно низких деформациях/напряжениях по сравнению с аморфными сплавами. Преждевременная пластическая деформация на контактирующих поверхностях приводит к возникновению неровностей поверхности и, следовательно, к большим контактным усилиям на неровностях и к высокому КГ в кристаллических металлах. Высокий предел упругости аморфных металлических сплавов или аморфных материалов в общем случае может уменьшить образование неровностей, что также приводит к значительному повышению износостойкости. Аморфные сплавы в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, вероятно, приведут к уменьшению образования неровностей во время производственных операций и, таким образом, к уменьшению КГ устройства.

Аморфные сплавы в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины можно нанести с применением ряда технологий нанесения покрытия, включая (но не ограничиваясь перечисленным) термическое напыление, холодное напыление, наплавку сваркой, оплавление поверхности лучом лазера, ионное легирование и осаждение из паровой фазы. С применением сканирующего луча лазера или пучка электронов поверхность можно оплавить и быстро охладить, чтобы получить аморфный поверхностный слой. При оплавлении может оказаться полезным изменение состава поверхности, чтобы обеспечить хорошую стеклообразующую способность и повысить твердость и износостойкость. Это можно осуществить посредством вплавления в ванну расплава на поверхности при прохождении источника тепла. Твердосплавные покрытия также можно нанести с помощью термического напыления, включая плазменное напыление на воздухе или в вакууме. Тонкие, полностью аморфные покрытия в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины можно получить с помощью технологий осаждения тонкой пленки, включая (но не ограничиваясь перечисленным) распыление, химическое осаждение из паровой фазы (ХОПФ) и электролитическое осаждение. Некоторые составы аморфных сплавов, описанные в данном документе, такие как близкий к эквиатомному стехиометрический состав (например, Ni-Ti), можно перевести в аморфное состояние в результате сильной пластической деформации, такой как дробеструйная обработка или ударная нагрузка. Аморфные сплавы в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, приводят к выдающемуся балансу характеристик износа и трения и требуют достаточной стеклообразующей способности для применяемой методики производства.

Покрытия из композиционного материала на основе Ni-P:

Полученные химическим или электролитическим осаждением композиционные материалы на основе никель-фосфорного соединения (Ni-P) в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, можно создать с помощью совместного осаждения инертных частиц на металлическую матрицу из электролитической или химической ванны. Покрытие из композиционного материала на основе Ni-P обеспечивает отличную адгезию к основам из большинства металлов и сплавов. Конечные свойства данных покрытий зависят от содержания фосфора в Ni-P матрице, которое определяет структуру покрытий, и от характеристик внедренных частиц, например, от типа, формы и размера. Покрытия на основе Ni-P с низким содержанием фосфора представляют собой кристаллический Ni, перенасыщенный Р. При увеличении содержания Р кристаллическая решетка никеля становится все более и более деформированной, а размер кристаллита уменьшается. При содержании фосфора более 12 масс.% или 13 масс.% или 14 масс.% или 15 масс.% покрытия проявляют преимущественно аморфную структуру. Отжиг аморфных покрытий на основе Ni-P может привести к превращению аморфной структуры в более выгодное кристаллическое состояние. Кристаллизация может повысить твердость, но ухудшить стойкость к коррозии. Чем больше содержание фосфора в сплаве, тем медленнее идет процесс кристаллизации. Это расширяет границы аморфного состояния покрытия. Покрытия из композиционного материала на основе Ni-P могут включать другие металлические элементы, включая (но не ограничиваясь перечисленным) вольфрам (W) и молибден (Мо), для дополнительного улучшения свойств покрытий. Покрытие из никель-фосфорного (Ni-P) композиционного материала, описанное в данном документе, может включать частицы микронного и субмикронного размера. Неограничивающие примеры частиц включают: алмазы, нанотрубки, карбиды, нитриды, бориды, оксиды и их сочетания. Другие неограничивающие примеры частиц включают пластмассы (например, фторполимеры) и твердые металлы.

Слоистые материалы и слои покрытия из нового композиционного материала на основе фуллерена:

Слоистые материалы, такие как графит, N082 и WS2 (пластинки 2Н политипа), можно применять в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Кроме того, слои покрытия из композиционного материала на основе фуллерена, которое включает фуллереноподобные наночастицы, также можно применять в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Фуллереноподобные наночастицы обладают полезными трибологическими свойствами по сравнению с обычными металлами, и при этом в них ослаблены недостатки традиционных слоистых материалов (например, графита, MoS₂). Почти сферические фуллерены так же могут вести себя, как наноразмерные шариковые подшипники. Основную пользу от полых фуллереноподобных наночастиц можно объяснить следующими тремя эффектами: (а) трение качения, (b) наночастицы фуллерена выступают в качестве прокладок, которые устраняют контакт «металл-металл» между неровностями двух соприкасающихся металлических поверхностей, и (с) перенос материала свободными частицами (three body material transfer). Скольжение/качение фуллереноподобных наночастиц на границе между трущимися поверхностями может являться основным механизмом трения при низких нагрузках, когда сохраняется форма наночастицы. Полезный эффект фуллереноподобных наночастиц увеличивается при увеличении нагрузки. Обнаружено, что при больших контактных нагрузках (~1 ГПа) происходит отслаивание внешних слоев фуллереноподобных наночастиц. По-видимому, перенос отслоившихся фуллереноподобных наночастиц является преобладающим механизмом трения в условиях жесткого контакта. Механические и трибологические свойства фуллереноподобных наночастиц можно применять посредством включения данных частиц в связующие фазы слоев покрытия. Кроме того, покрытия из композиционных материалов, включающих фуллереноподобные наночастицы в металлической связующей фазе (например, химическое осаждение соединения Ni-P), могут обеспечить самосмазывающуюся пленку с отличными антиадгезионными свойствами, пригодную для покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины.

Улучшенные металлокерамики на основе борида и композиционные материалы с металлической матрицей:

Улучшенные металлокерамики на основе борида и композиционные материалы с металлической матрицей в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины можно создать на материалах основы в результате воздействия высокой температуры либо при термообработке, либо при начальном нагреве во время эксплуатации с износом. Например, в металлокерамиках на основе борида (например, TiB₂-металл) поверхностный слой обычно обогащают оксидом бора (например, В₂О₃), который улучшает смазочные характеристики, что приводит к низкому коэффициенту трения.

Квазикристаллические материалы:

Квазикристаллические материалы можно применять в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Квазикристаллические материалы обладают периодической атомной структурой, но не соответствуют трехмерной симметрии, характерной для обычных кристаллических материалов. Вследствие их кристаллографической структуры, обычно икосаэдрической или десятиугольной, квазикристаллические материалы с нестандартными химическими свойствами проявляют уникальное сочетание свойств, включая низкую поверхностную энергию, и привлекательны в качестве материала покрытия для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Квазикристаллические материалы придают поверхности антиадгезионные свойства вследствие их низкой поверхностной энергии (~30 мДж/м²) на основе из нержавеющей стали в химических соединениях Al-Cu-Fe, имеющих икосаэдрическую структуру. Квазикристаллические материалы в качестве слоев покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины могут обеспечить сочетание низкого коэффициента трения (~0,05 в испытаниях по определению твердости путем нанесения царапин алмазным индентором в сухом воздухе) и относительно высокой микротвердости (твердость по Виккерсу 400~600) для износостойкости. Квазикристаллические материалы в качестве слоев покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины также могут обеспечить низкую коррозию поверхности, а слой покрытия имеет гладкую и плоскую поверхность с низкой поверхностной энергией для улучшения эксплуатационных характеристик. Квазикристаллические материалы можно нанести на металлическую основу с помощью широкого ряда технологий нанесения покрытий, включая (но не ограничиваясь перечисленным) термическое напыление, осаждение из паровой фазы, лазерное плакирование, наплавку сваркой и электролитическое осаждение.

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

Сверхтвердые материалы, такие как алмаз, алмазоподобный углерод (АПУ) и кубический нитрид бора (КНБ) можно применять в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Алмаз является самым твердым из известных человеку материалов, и в некоторых условиях он может проявлять сверхнизкий коэффициент трения, когда его наносят с помощью химического осаждения из паровой фазы (в данном документе сокращенно ХОПФ) на устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. В одном из вариантов углерод, полученный методом ХОПФ, можно нанести прямо на поверхность устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. В другом варианте на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины можно нанести грунтовочное покрытие из вещества, улучшающего совместимость (в данном документе его также называют буферным слоем), перед нанесением алмазного покрытия. Например, при применении на компоновках бурильной колонны поверхностное алмазное покрытие, полученное методом ХОПФ, может не только обеспечить пониженную склонность к налипанию обломков разбуренной горной породы на поверхность, но также может выполнять функцию приспособления, обеспечивающего возможность применения спиральных стабилизаторов в операциях бурения вязких горных пород (таких как, например, в Мексиканском заливе). Нанесение алмазного покрытия методом ХОПФ на поверхность спиральных стабилизаторов, подвергаемую воздействию потока, может предоставить возможность прохождения обломков разбуренной горной породы мимо стабилизатора вверх по стволу скважины в кольцевое пространство бурильной колонны без налипания на стабилизатор.

В одном из предпочтительных воплощений данного изобретения алмазоподобный углерод (АПУ) можно применять в качестве покрытий для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. АПУ называют аморфный углеродный материал, который проявляет некоторые уникальные свойства, аналогичные свойствам природного алмаза. Алмазоподобный углерод (АПУ), пригодный для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, можно выбрать из ta-C, ta-C:H, АПГУ, ППГУ, ГПГУ, Si-АПУ, Ме-АПУ, F-АПУ и их сочетаний. Покрытия из АПУ включают значительное количество sp³-гибридизированных атомов углерода. Данные sp³-связи могут образовываться не только в кристаллах - иными словами, в твердых телах с дальним порядком - но также и в аморфных твердых телах, где атомы находятся в случайном расположении. В данном случае имеются связи только между несколькими отдельными атомами, то есть ближний порядок, а не дальний порядок, проходящий через большое количество атомов. Тип связи оказывает значительное влияние на материальные свойства пленок из аморфного углерода. Если преобладает sp³-тип, то пленка АПУ может быть более мягкой, тогда как, если преобладает sp³-тип, то пленка АПУ может быть более твердой.

Покрытия из АПУ можно изготовить как аморфные, гибкие и даже как чистый «алмаз» с sp³-связями. Известно, что в такой смеси самым твердым является тетраэдрический аморфный углерод, или ta-C (см. Фиг.17). Такой ta-C включает большую объемную долю (~80%) атомов углерода с sp³-связями. Необязательные наполнители для покрытий из АПУ включают (но не ограничиваются перечисленным) водород, графитообразный углерод с sp²-связями и металлы, и их можно применять в других вариантах, чтобы достичь требуемого сочетания свойств, зависящего от конкретного применения. Различные варианты покрытий из АПУ можно нанести на множество основ, которые совместимы с вакуумным оборудованием и которые также обладают электропроводностью. Качество покрытия из АПУ также зависит от относительного содержания легирующих элементов, таких как водород. В некоторых способах нанесения покрытия из АПУ требуется водород или метан в качестве газа-предшественника, следовательно, значительная часть водорода может остаться в конечном материале из АПУ. Для дополнительного улучшения их трибологических и механических свойств пленки АПУ часто модифицируют путем включения других легирующих элементов. Например, добавление фтора (F) и кремния (Si) в пленки АПУ снижает поверхностную энергию и смачиваемость. Уменьшение поверхностной энергии в фторированном АПУ (F-АПУ) приписывают присутствию в пленке групп -CF₂ и -CF₃. Однако более высокое содержание F может привести к уменьшению твердости. Добавление Si может снизить поверхностную энергию в результате снижения дисперсионной составляющей в поверхностной энергии. Добавление Si также может повысить твердость пленок АПУ в результате поддержания sp³-гибридизации в пленках АПУ. Добавление металлических элементов (например, W, Та, Cr, Ti, Mo) в пленку, а также применение такого металлического промежуточного слоя может уменьшить остаточные сжимающие напряжения, что приводит к лучшей механической целостности пленки при сжимающей нагрузке.

Алмазоподобная фаза или углерод с sp³-связями в АПУ представляет собой термодинамически метастабильную фазу, тогда как графит с sp²-связями представляет собой термодинамически стабильную фазу. Таким образом, образование пленок покрытий из АПУ требует проведения неравновесной обработки для получения метастабильного углерода с sp³-связями. Равновесные способы обработки, такие как испарение графитообразного углерода, где средняя энергия испаряемых частиц является низкой (близкой к kT, где к представляет собой постоянную Больцмана, а Т представляет собой температуру по абсолютной шкале температур), приводит к образованию 100% углерода с sp²-связями. Описанные в данном документе способы получения покрытий из АПУ требуют, чтобы длина sp³-связи для углерода была значительно меньше, чем длина sp²-связи. Следовательно, применение давления, удара, катализатора или некоторого сочетания данных факторов на атомной шкале может вынудить атомы углерода с sp²-связями стать ближе друг к другу и образовать sp³-связь. Это можно осуществить довольно энергично, так, чтобы атомы не могли просто отпрыгнуть обратно, на расстояния, характерные для sp²-связей. В типичных технологиях либо применяют сочетание такого сжатия с вдавливанием нового кластера атомов углерода с sp³-связями глубже в покрытие, чтобы отсутствовало пространство для обратного расширения на расстояния, необходимые для образования sp²-связи; или новый кластер оказывается заглубленным в результате прибытия нового углерода, предназначенного для следующего цикла ударов.

Покрытия из АПУ, описанные в данном документе, можно наносить с помощью таких технологий нанесения покрытия, как физическое осаждение из паровой фазы, химическое осаждение из паровой фазы или плазменно-химическое осаждение из паровой фазы. Способы нанесения покрытия физическим осаждением из паровой фазы включают плазменное реактивное магнетронное распыление на токе высокой частоты/на постоянном токе, осаждение из пучка ионов, катодно-дуговое осаждение и осаждение импульсным лазером (ОИЛ). Способы нанесения покрытия химическим осаждением из паровой фазы включают ХОПФ с помощью пучка ионов, плазменное осаждение из газообразного углеводорода с применением тлеющего разряда, из газообразного углеводорода с применением высокочастотного тлеющего разряда, плазменно-иммерсионную ионную обработку и микроволновый разряд. Плазменно-химическое осаждение из паровой фазы (ПХОПФ) является одним из предпочтительных способов нанесения покрытий из АПУ на большие поверхности с высокими скоростями осаждения. Процесс нанесения покрытия с помощью плазменно-химического осаждения из паровой фазы не является «технологией прямой видимости», т.е. плазма конформно покрывает деталь, на которую нужно нанести покрытие, и на всю открытую поверхность детали наносится покрытие одинаковой толщины. Качество обработки поверхности детали можно сохранить после нанесения покрытия из АПУ. Одним из преимуществ ПХОПФ является то, что температура основы детали не поднимается выше приблизительно 150°С во время операции нанесения покрытия. Пленки фторсодержащего АПУ (F-АПУ) и кремнийсодержащего АПУ (Si-АПУ) можно синтезировать с применением технологии плазменного осаждения с применением в качестве технологического газа ацетилена (С₂Н₂), смешанного с фторсодержащим и кремнийсодержащим газообразным предшественником, соответственно (например, с тетрафторэтаном и гексаметилдисилоксаном).

Покрытия из АПУ, описанные в данном документе, могут проявлять коэффициенты трения в пределах ранее описанных интервалов. Сверхнизкий КГ может основываться на образовании тонкой графитовой пленки в зонах фактического контакта. Поскольку углерод с sp³-связями является термодинамически неустойчивой фазой при повышенных температурах от 600 до 1500°С, в зависимости от внешних условий, он может превращаться в графит, который может выполнять функцию твердого смазочного материала. Такие высокие температуры могут возникать как температуры очень короткой вспышки (ее называют начальной температурой) при столкновениях или контактах неровностей. Альтернативной теорией сверхнизкого КГ покрытий из АПУ является присутствие скользкой углеводородной пленки. Тетраэдрическая структура атома углерода с sp³-связями может приводить к ситуации на поверхности, где может присутствовать один вакантный электрон, ушедший с поверхности, к которому не присоединен атом углерода (см. Фиг.18); это называют орбиталью «свободной связи». Если один атом водорода со своим собственным электроном поместить на такой атом углерода, то он может соединиться с орбиталью свободной связи и образовать двухэлектронную ковалентную связь. Когда две такие гладкие поверхности с внешним слоем из одиночных атомов водорода скользят друг по другу, сдвиг происходит между атомами водорода. Между данными поверхностями отсутствует химическая связь, имеются только очень слабые силы Ван-дер-Ваальса, и поверхности проявляют свойства тяжелого углеводородного воска. Как показано на Фиг.18, атомы углерода на поверхности могут образовать три прочные связи, оставляя один электрон на орбитали свободной связи, направленной от поверхности. Атомы водорода присоединяются к такой поверхности, которая становится гидрофобной и проявляет низкое трение.

Покрытия из АПУ для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, также препятствуют износу вследствие их трибологических свойств. В частности, покрытия из АПУ, описанные в данном документе, являются стойкими к абразивному и адгезионному износу, что делает их подходящими для использования в применениях, которые испытывают экстремальное контактное давление как при качении, так и при скользящем контакте.

Помимо низкого трения и стойкости к износу/истиранию покрытия из АПУ для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, также проявляют долговечность и прочность сцепления с внешней поверхностью тела в сборе для осаждения. Пленочные покрытия из АПУ могут выдерживать большие внутренние остаточные напряжения (~1 ГПа), которые оказывают влияние на их трибологические характеристики и на прочность сцепления с основой (например, сталью) для осаждения. Обычно покрытия из АПУ, осажденные непосредственно на стальную поверхность, страдают от плохой прочности сцепления. Данная недостаточная прочность сцепления ограничивает толщину и приводит к несовместимости между АПУ и стальной поверхностью, что может привести к отслаиванию при низких нагрузках. Чтобы решить данные проблемы, покрытия из АПУ для устройств для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, также могут включать промежуточные слои из различных металлических (например, Cr, W, Ti, но не ограничиваясь перечисленным) и керамических соединений (например, CrN, SiC, но не ограничиваясь перечисленным) между внешней поверхностью устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины и слоем покрытия из АПУ. Данные керамические и металлические промежуточные слои уменьшают остаточное сжимающее напряжение в покрытиях из АПУ, описанных в данном документе, чтобы повысить сцепление и способность выдерживать нагрузки. Альтернативным подходом к улучшению характеристик износа/трения и механической прочности покрытий из АПУ, описанных в данном документе, является включение многослойных покрытий с промежуточными буферными слоями, чтобы ослабить нарастание остаточного напряжения, и/или нанесение двухслойного гибридного покрытия. В одном из вариантов внешнюю поверхность устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины для обработки можно подвергнуть азотированию или цементированию, обработке предшественником перед нанесением покрытия из АПУ, чтобы упрочнить слой основы и замедлить его пластическую деформацию, что приводит к увеличению долговечности покрытия.

Многослойные покрытия и гибридные покрытия:

Многослойные покрытия на устройствах для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанные в данном документе, можно применять, чтобы довести до максимума толщину покрытий для повышения их долговечности. Устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанные в данном документе, могут включать не только один слой, но также два или более слоев покрытия. Например, два, три, четыре, пять или более слоев покрытия можно нанести на участки устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Толщина каждого слоя покрытия может находиться в интервале от 0,5 до 5000 мкм, причем нижний предел составляет 0,5, 0,7, 1,0, 3,0, 5,0, 7,0, 10,0, 15,0 или 20,0 мкм, а верхний предел составляет 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000 или 5000 мкм. Полная толщина многослойного покрытия может находиться в интервале от 0,5 до 30000 мкм. Нижний предел полной толщины многослойного покрытия может составлять 0,5, 0,7, 1,0, 3,0, 5,0, 7,0, 10,0, 15,0 или 20,0 мкм. Верхний предел полной толщины многослойного покрытия может составлять 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000, 5000, 10000,15000,20000 или 30000 мкм.

В другом воплощении устройств с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, тело в сборе устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины может включать твердосплавную наплавку по меньшей мере на части открытой внешней поверхности, чтобы обеспечить повышенную износостойкость и долговечность. Следовательно, один или более слоев покрытия наносят поверх твердосплавной наплавки, чтобы создать структуру покрытия гибридного типа. Толщина слоя твердосплавной наплавки может быть равна толщине слоя или слоев внешнего покрытия или может превосходить указанную толщину в несколько раз. Неограничивающие примеры материалов для твердосплавной наплавки включают материалы на основе металлокерамики, композиционные материалы с металлической матрицей, нанокристаллические металлические сплавы, аморфные сплавы и твердые металлические сплавы. Другие неограничивающие примеры типов твердосплавной наплавки включают карбиды, нитриды, бориды и оксиды элементарного вольфрама, титана, ниобия, молибдена, железа, хрома и кремния, диспергированные в матрице металлического сплава. Такую твердосплавную наплавку можно нанести с помощью наплавки сваркой, термического напыления или лазерного плакирования / плакирования пучком электронов.

Покрытия для применения в устройствах для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, также могут включать один или более буферных слоев (в данном документе их также называют связующими слоями). Один или более буферных слоев могут располагаться между внешней поверхностью тела в сборе и одним слоем или двумя или более слоями в конфигурации многослойного покрытия. Один или более буферных слоев можно выбрать из следующих элементов или сплавов следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Один или более буферных слоев также можно выбрать из карбидов, нитридов, карбонитридов, оксидов следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Один или более буферных слоев обычно расположены между твердосплавной наплавкой (когда ее применяют) и одним или более слоями покрытия или между слоями покрытия. Толщина буферного слоя может составлять часть от толщины слоя покрытия или приближаться к указанной толщине.

В другом воплощении устройств с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, тело в сборе может дополнительно включать один или более наплавленных слоев, расположенных между внешней поверхностью тела в сборе и слоем покрытия или твердосплавной наплавки по меньшей мере на участке открытой внешней поверхности, чтобы обеспечить повышенную жесткость, чтобы минимизировать вплавление материала стальной основы во внешнее покрытие или в твердосплавную наплавку, и чтобы минимизировать поглощение остаточного напряжения. Неограничивающие примеры наплавленных слоев включают нержавеющую сталь или сплав на основе никеля. Один или более наплавленных слоев обычно размещают вблизи или поверх тела в сборе устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины для нанесения покрытия.

В одном из предпочтительных воплощений устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанного в данном документе, на данное устройство можно нанести слои многослойного аморфного покрытия на основе углерода, такого как покрытия из алмазоподобного углерода (АПУ). Покрытия из алмазоподобного углерода (АПУ), пригодные для устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, можно выбрать из ta-C, ta-C:H, АПГУ, ППГУ, ГПГУ, Si-АПУ, Ме-АПУ, N-АПУ, 0-АПУ, В-АПУ, F-АПУ и их сочетаний. Одним из особенно предпочтительных покрытий из АПУ для таких применений является АПГУ или ta-C:H. Структура многослойных покрытий из АПУ может включать отдельные слои АПУ и связующие или буферные слои между отдельными слоями АПУ. Примеры связующих или буферных слоев для применения в покрытиях из АПУ включают (но не ограничиваются перечисленным) следующие элементы или сплавы следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Другие примеры связующих или буферных слоев для применения в покрытиях из АПУ включают (но не ограничиваются перечисленным) карбиды, нитриды, карбонитриды, оксиды следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Данные буферные или связующие слои выступают в качестве упрочняющих и снимающих остаточное напряжение слоев, которые позволяют увеличить полную толщину покрытия из АПУ для многослойных воплощений при сохранении целостности покрытия для долговечности.

В другом предпочтительном варианте устройств с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, для повышения долговечности, механической целостности и показателей работы в скважине относительно тонких слоев покрытий из АПУ можно применять метод нанесения гибридного покрытия, где один или более слоев покрытий из АПУ можно нанести на твердосплавную наплавку, известную в уровне техники. Данное воплощение изобретения обеспечивает повышенную прочность поверхности раздела «АПУ - твердосплавная наплавка», а также обеспечивает защиту скважинных устройств от преждевременного износа в случае, если АПУ либо износится, либо отслоится. В другом варианте данного воплощения изобретения можно провести углубленную обработку поверхности стальной основы перед нанесением слоев покрытий из АПУ, чтобы продлить долговечность и улучшить эксплуатационные характеристики покрытий из АПУ, относящиеся к износу, трению, усталости материала и коррозии. Углубленную обработку поверхности можно выбрать из ионного легирования, азотирования, цементации, дробеструйной обработки, лазерного полирования и полирования пучком электронов, лазерной нагартовки и их сочетаний. Такая обработка поверхности может упрочнить поверхность основы в результате введения дополнительных частиц и/или создания сильного сжимающего остаточного напряжения, приводящего к замедлению роста трещин, вызванного ударом и повреждением вследствие износа. В другом варианте данного воплощения изобретения один или более наплавленных слоев, как описано ранее, можно ввести между основой и твердосплавной наплавкой вместе с одним или несколькими слоями покрытия из АПУ, расположенными поверх твердосплавной наплавки.

На Фиг.2б изображен пример воплощения покрытия на устройстве для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, в котором применяют слои многослойного гибридного покрытия, причем слой покрытия из АПУ расположен поверх твердосплавной наплавки на стальной основе. В другом варианте данного воплощения изобретения твердосплавную наплавку можно подвергнуть последующей обработке (например, травлению), чтобы частицы карбидного сплава вышли на поверхность, чтобы усилить сцепление покрытий из АПУ с твердосплавной наплавкой, что также показано на Фиг.2б. Такие гибридные покрытия можно нанести на скважинные устройства, такие как бурильные замки и стабилизаторы, чтобы повысить долговечность и механическую целостность покрытий из АПУ, нанесенных на данные устройства, и чтобы обеспечить «вторую линию защиты» в случае, если внешний слой либо износится, либо отслоится, против условий агрессивного износа и эрозии в среде скважины при операциях подземного роторного бурения. В другом варианте данного воплощения изобретения один или более буферных слоев и/или один или более наплавленных слоев, как описано ранее, можно включить в структуру гибридного покрытия, чтобы дополнительно улучшить его свойства и эксплуатационные характеристики при операциях бурения, заканчивания и эксплуатации нефтяной и газовой скважины.

Данные технологии нанесения покрытия обеспечивают потенциальную пользу для операций по эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включая (но не ограничиваясь перечисленным) операции бурения, заканчивания скважины, интенсификации притока, ремонта и эксплуатации скважины. Эффективность и надежность операций бурения, заканчивания скважины, интенсификации притока, ремонта и эксплуатации скважины можно повысить посредством нанесения таких покрытий на устройства, чтобы уменьшить трение, износ, эрозию, коррозию и образование отложений, как было описано более подробно выше.

Условия бурения, применения и польза:

Устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанные в данном документе, приносят особую пользу при операциях бурения скважины, в частности, для компоновок бурильной колонны с покрытием. Компоновка бурильной колонны включает тело в сборе с открытой внешней поверхностью, который включает бурильную колонну, соединенную с компоновкой низа бурильной колонны, или, в качестве альтернативы, колтюбинг, соединенный с компоновкой низа бурильной колонны, или, в качестве альтернативы, режущие элементы, прикрепленные к нижнему краю обсадной трубы, включающей систему «крепления обсадными трубами в процессе бурения». Бурильная колонна включает одно или более устройств, выбранных из бурильной трубы, бурильных замков, переходной трубы между бурильной колонной и компоновкой низа бурильной колонны, включающей бурильные замки, тяжелой бурильной трубы, включающей бурильные замки и износные накладки, и их сочетаний. Компоновка низа бурильной колонны включает одно или более устройств, выбранных из (но не ограничиваясь перечисленным): стабилизаторов, стабилизаторов переменного калибра, обратных расширителей, утяжеленных бурильных труб, гибких утяжеленных бурильных труб, роторных управляемых инструментов, расширителей с цилиндрическими шарошками, амортизирующих переводников, забойных турбинных двигателей, инструментов для каротажа в процессе бурения (КПБ), инструментов для измерений в процессе бурения (ИПБ), колонковых буровых инструментов, раздвижных буровых расширителей, буровых расширителей, центраторов, турбин, механизмов искривления ствола скважины, двигателей для наклонного бурения, бурильных ясов, ускорительных ясов, перепускных переводников, отбойных ясов, инструментов для уменьшения крутящего момента, переводников с обратным клапаном, ловильных инструментов, ловильных ясов, промывочных труб, каротажных приборов, приборов для измерения искривления скважины, немагнитных аналогов любого из данных устройств и их сочетаний и связанных с ними внешних соединений.

Покрытия, описанные в данном документе, можно нанести по меньшей мере на часть бурильной колонны и/или на часть компоновки низа бурильной колонны и/или на часть колтюбинга в компоновке бурильной колонны и/или на часть бурильной обсадной трубы, которую применяют в системе «крепления обсадными трубами в процессе бурения», или на вышеперечисленные устройства в целом. Следовательно, понятно, что покрытия и гибридные формы покрытий можно нанести на множество сочетаний устройств бурильной колонны и/или устройств компоновки низа бурильной колонны, описанных выше. При нанесении покрытий на бурильную колонну, покрытия, описанные в данном документе, могут предотвращать или задерживать начало изгиба бурильной колонны, включая винтовой изгиб, для предотвращения повреждений компоновки бурильной колонны и связанного с этим времени простоя в течение операций бурения. Кроме того, покрытия, описанные в данном документе, также могут обеспечить стойкость к возникновению неустойчивых крутильных колебаний, включая нарушение работы бурильной колонны и компоновки низа бурильной колонны из-за колебаний типа «прихват-проскальзывание».

Устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанные в данном документе, можно применять в компоновках бурильной колонны при температуре в скважине в интервале от -7 до 204°С (от 20 до 400°F), причем нижний предел составляет -7, 4, 16, 27 или 38°С (20, 40, 60, 80 или 100°F), а верхний предел составляет 66, 93, 121, 149, 177 или 204°С (150, 200, 250, 300, 350 или 400°F). Во время операций роторного бурения частота вращения бурового оборудования на поверхности может находиться в интервале от 0 до 200 об/мин, причем нижний предел составляет 0, 10, 20, 30, 40 или 50 об/мин, а верхний предел составляет 100, 120, 140, 160, 180 или 200 об/мин. Кроме того, во время операций роторного бурения давление бурового раствора может находиться в интервале от 0,1 до 138 МПа (от 14 до 20000 фунт/кв.дюйм), причем нижний предел составляет 0,1, 0,7, 1,4, 2,1, 2,8, 3,4 или 6,9 МПа (14, 100, 200, 300, 400, 500 или 1000 фунт/кв.дюйм), а верхний предел составляет 35, 69, 103 или 138 МПа (5000, 10000, 15000 или 20000 фунт/кв.дюйм).

При применении на компоновках бурильной колонны, покрытия, описанные в данном документе, могут снижать требуемый крутящий момент для операции бурения и, следовательно, могут предоставить оператору бурения возможность осуществления бурения нефтяных и газовых скважины с более высокой механической скоростью проходки (МСП), чем в случае, когда применяют традиционное буровое оборудование. Кроме того, покрытия, описанные в данном документе, обеспечивают износостойкость и низкую поверхностную энергию компоновки бурильной колонны, что является более выгодным по сравнению с традиционными компоновками бурильной колонны с твердосплавными наплавками, при этом уменьшая износ обсадной трубы скважины.

В одном из вариантов данного изобретения покрытие по меньшей мере на части открытой внешней поверхности устройств с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанных в данном документе, обеспечивает по меньшей мере в 2 раза, или в 3 раза, или в 4 раза, или в 5 раз более высокую износостойкость, чем износостойкость устройства без покрытия. Кроме того, устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанное в данном документе, при применении на компоновке бурильной колонны с покрытием по меньшей мере на части поверхности обеспечивает снижение износа обсадной трубы по сравнению со случаем, когда для роторного бурения применяют компоновку бурильной колонны без покрытия. Кроме того, устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанные в данном документе, при применении на компоновке бурильной колонны с покрытием по меньшей мере на части поверхности снижают износ обсадной трубы по меньшей мере в 2 раза, или в 3 раза, или в 4 раза, или в 5 раз по сравнению с применением компоновки бурильной колонны без покрытия для операций роторного бурения.

Покрытия на компоновках бурильной колонны, описанные в данном документе, также могут устранить или снизить уменьшение коэффициента трения при увеличении скорости. Более конкретно, системы роторного бурения, которые применяют для бурения глубоких скважин для поисково-разведочных работ и для добычи углеводородов, часто испытывают жесткие крутильные колебания, приводящие к неустойчивостям, которые называют колебаниями типа «прихват-проскальзывание», отличающимся; (i) фазами заедания, когда буровое долото или КНБК замедляется до полной остановки (скорость относительного скольжения равна нулю), и (ii) фазами проскальзывания, когда скорость относительного скольжения вышеупомянутого скважинного оборудования быстро возрастает до значения, которое намного выше средней скорости скольжения, заданной частотой вращения (об/мин), которую сообщает буровая установка. Данная проблема является особенно острой для долот режущего типа, которые состоят из неподвижных лопастей или шарошек, установленных на поверхность корпуса долота. Нелинейность в основных законах трения приводит к неустойчивости равномерного скольжения по отношению к колебаниям типа «прихват-проскальзывание». В частности, зависимость трения от скорости, на которую указывает уменьшение коэффициента трения при увеличении скорости относительного скольжения, может привести к возникновению крутильной неустойчивости, инициирующей колебания типа «прихват-проскальзывание». Неустойчивость скольжения является проблемой в бурении, поскольку она является одним из основных факторов, которые ограничивают максимальную скорость механической проходки, как указано ранее. В буровых применениях предпочтительно избегать условий типа «прихват-проскальзывание», поскольку они ведут к вибрациям и износу, включая возбуждение вредных связанных колебаний. В результате уменьшения или устранения зависимости трения от скорости, покрытия на компоновках бурильной колонны, описанные в данном документе, приводят систему в состояние непрерывного скольжения, где скорость относительного скольжения является постоянной и не колеблется (предотвращение «прихвата-проскальзывания») или проявляет интенсивные ускорения или замедления при определенной частоте вращения (об/мин). Даже в известном в уровне техники способе предотвращения «прихвата-проскальзывания» с применением смазывающей добавки или гранул в буровых растворах, при больших нормальных нагрузках и малых скоростях скольжения «прихват-проскальзывание» все же может возникать. Покрытия на компоновках бурильной колонны, описанные в данном документе, могут обеспечить отсутствие «прихвата-проскальзывания» даже при больших нормальных нагрузках.

Налипание разбуренной породы на буровое долото и стабилизатор происходит, когда силы адгезии между поверхностью бурового долота и стабилизатора и частицами разбуренной горной породы становятся больше сил когезии, удерживающих указанные частицы вместе. Следовательно, чтобы уменьшить налипание разбуренной породы на буровое долото, можно уменьшить силы адгезии между поддающимся деформации обломком сланца и поверхностью бурового долота и стабилизатора. Покрытия на компоновках бурильной колонны, описанные в данном документе, обеспечивают низкую поверхностную энергию, чтобы обеспечить поверхности с низкой адгезией для подавления или уменьшения налипания разбуренной породы на буровое долото / стабилизатор.

Способы нанесения покрытия на устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины:

Настоящее изобретение также относится к способам нанесения покрытия на устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины. В одном из примеров воплощения данного изобретения способ нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины включает обеспечение устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающего устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающее одно или более цилиндрических тел, и нанесение покрытия по меньшей мере на часть одного или более цилиндрических тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины в операциях строительства, заканчивания или эксплуатации скважины.

В другом примере воплощения данного изобретения способ нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины включает обеспечение устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, при условии, что одно или более тел не включают буровое долото, и нанесение покрытия по меньшей мере на часть одного или более тел, причем покрытие выбирают из аморфного сплава, термообработанного никель-фосфорного композиционного материала с содержанием фосфора более 12 масс.%, нанесенного химическим или электролитическим осаждением, графита, MoS₂, WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины в операциях строительства, заканчивания или эксплуатации скважины.

В операциях подземного роторного бурения бурение может быть наклонно-направленным, включая (но не ограничиваясь перечисленным) горизонтальное бурение или бурение с расширенным радиусом охвата (БРРО). Во время горизонтального бурения или бурения с расширенным радиусом охвата (БРРО) данный способ также может включать применение покрытий на двигателях для наклонного бурения, чтобы способствовать передаче нагрузки буровому долоту. Передача нагрузки буровому долоту облегчается во время операций скольжения (частота вращения 0 об/мин) для наклонно-направленного бурения скважины, когда применяют покрытия на таких двигателях для наклонного бурения, поскольку передаче нагрузки буровому долоту препятствует сопротивление трения в местах скользящего контакта между КНБК и стволом скважины.

Материал на основе алмаза может представлять собой алмаз, полученный химическим осаждением из паровой фазы (ХОПФ), или поликристаллический алмазный композит (ПАК). В одном из предпочтительных воплощений данного изобретения на устройство с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины наносят покрытие из алмазоподобного углерода (АПУ); более конкретно, покрытие из АПУ можно выбрать из ta-C, ta-C:H, АПГУ, ППГУ, ГПГУ, Si-АПУ, М-АПУ, O-АПУ, В-АПУ, Ме-АПУ, F-АПУ и их сочетаний. В другом предпочтительном варианте воплощения покрытия из АПУ применяют твердосплавную наплавку, прилегающую к основе.

В одном из вариантов способа нанесения покрытия на устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины на одно или более устройств можно нанести покрытие из алмазоподобного углерода (АПУ). Покрытия из материалов на основе АПУ можно нанести с помощью таких технологий нанесения покрытия, как физическое осаждение из паровой фазы (ФОПФ), электродуговое осаждение, химическое осаждение из паровой фазы (ХОПФ) или плазменно-химическое осаждение из паровой фазы (ПХОПФ). Способ нанесения покрытия физическим осаждением из паровой фазы можно выбрать из напыления, плазменного реактивного магнетронного распыления на токе высокой частоты/на постоянном токе, осаждения из пучка ионов, катодно-дугового осаждения и осаждения импульсным лазером. Один или более слоев покрытия из АПУ, преимущественно, можно нанести с помощью методов ПХОПФ и/или плазменного реактивного магнетронного распыления на токе высокой частоты/на постоянном токе.

Способ нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанный в данном документе, обеспечивает существенное уменьшение крутящего момента во время операций бурения вследствие существенного уменьшения трения и сопротивления во время наклонно-направленного бурения или бурения с увеличенным отклонением от оси скважины, что облегчает бурение более глубоких и/или более протяженных скважин при существующих мощностях верхнего привода. Существенное уменьшение крутящего момента означает уменьшение на 10%, предпочтительно, уменьшение на 20%, более предпочтительно, уменьшение на 30% по сравнению с применением для роторного бурения компоновки бурильной колонны без покрытия. Существенное уменьшение трения и сопротивления означает уменьшение на 10%, предпочтительно, уменьшение на 20%, более предпочтительно, уменьшение на 50% по сравнению с применением для роторного бурения компоновки бурильной колонны без покрытия. Способ уменьшения трения в компоновке бурильной колонны с покрытием может дополнительно включать нанесение покрытия по меньшей мере на часть открытой внешней поверхности тела в сборе в месте расположения буровой установки на месторождении или в цехе местного поставщика, чтобы нанести новые или обновить изношенные покрытия, чтобы продлить срок службы и облегчить непрерывное использование узла в сборе.

В одном из предпочтительных вариантов способа нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанное в данном документе, покрытие включает алмазоподобный углерод (АПУ). Один из примеров способа нанесения покрытия из алмазоподобного углерода (АПУ) включает вакуумирование по меньшей мере части открытой внешней поверхности устройства с помощью механической герметизации и откачивания воздуха перед осаждением покрытия из паровой фазы. В буровых применениях либо бурильную колонну, либо колтюбинг можно применять в сочетании с компоновкой низа бурильной колонны, чтобы создать компоновку бурильной колонны. При применении колтюбинга с покрытием в операциях подземного роторного бурения вместе со способами уменьшения трения, описанными в данном документе, при бурении при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины данный способ обеспечивает достижение заданной полной глубины без необходимости введения в буровой раствор добавок, снижающих сопротивление.

При применении в операциях бурения устройств с покрытием, описанных в данном документе, способ нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины для уменьшения трения в компоновке бурильной колонны с покрытием во время операций подземного роторного бурения обеспечивает существенное уменьшение трения и сопротивления без снижения жесткости бурового долота, присоединенного к компоновке бурильной колонны с покрытием, чтобы передавать приложенный крутящий момент процессу измельчения горной породы. Действительно, устройства с покрытием предоставляют возможность применения более жесткого бурового долота, поскольку большая часть доступного крутящего момента и энергии будет передана буровому долоту, а не будет потеряна на паразитное трение вследствие скользящего контакта компоновки бурильной колонны. Существенное уменьшение трения и сопротивления означает уменьшение на 10%, предпочтительно, уменьшение на 20%, более предпочтительно, уменьшение на 50% по сравнению с применением для роторного бурения компоновки бурильной колонны без покрытия. Кроме того, способ нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины для уменьшения трения в компоновке бурильной колонны с покрытием во время операций подземного роторного бурения, описанный в данном документе, обеспечивает коррозионностойкость покрытия, которая по меньшей мере равна коррозионностойкости стали, которую применяют для тела в сборе компоновки бурильной колонны в условиях скважинного бурения.

Применения и польза при эксплуатации скважины:

Устройства с покрытием для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, описанные в данном документе, обеспечивают улучшенные эксплуатационные характеристики в операциях бурения, заканчивания скважины, интенсификации притока, нагнетания, обработки, гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки, ремонта и эксплуатации скважины. Данные применения в более общем случае можно рассматривать как относящиеся к «эксплуатации скважины». Польза для данных операций по эксплуатации скважины заключается в уменьшении трения, износа, коррозии, эрозии и в повышении стойкости к образованию отложений, чего достигают в результате применения устройств с покрытием для эксплуатации скважины, что было описано более подробно выше и проиллюстрировано на прилагаемых чертежах.

СПОСОБЫ ИСПЫТАНИЙ

Коэффициент трения измеряли с применением испытательного прибора типа «шарик на диске» согласно способу испытаний ASTM G99. В данном способе испытаний требуются два образца: образец в виде плоского диска и образец в виде сферического шарика. Образец виде шарика, который прочно удерживают с помощью держателя, расположен перпендикулярно плоскому диску. Образец в виде плоского диска скользит относительно сферического образца вследствие вращения плоского диска диаметром 6,9 см (2,7 дюйма) по круговой траектории. Нормальную нагрузку прикладывают вертикально вниз через шарик, чтобы шарик оказывал давление на диск. Особую нормальную нагрузку можно прикладывать с помощью присоединенных грузов, гидравлических или пневматических нагрузочных механизмов. Во время испытания измеряют силы трения с применением динамометрического датчика, измеряющего сжатие и растяжение, или аналогичных устройств, измеряющих силу, присоединенных к держателю шарика. Коэффициент трения можно рассчитать из измеренных сил трения, деленных на нормальные нагрузки. Испытания проводили при комнатной температуре и при температуре 66°С (150°F) при различных условиях скоростей скольжения. В качестве материала сопряженной поверхности применяли шарик из кварца или мягкой стали диаметром 4-5 мм.

Увеличение или уменьшение трения при увеличении скорости оценивали путем измерения коэффициента трения при различных скоростях скольжения с применением прибора для испытаний на трение типа «шарик на диске» согласно способу испытаний ASTM G99, описанному выше.

Твердость измеряли согласно способу ASTM С1327 испытания на твердость по Виккерсу. Способ испытания на твердость по Виккерсу состоит во вдавливании в испытуемый материал алмазного индентора в виде правильной пирамиды с квадратным основанием и углом 136° между противоположными гранями, к которому прикладывают нагрузку от 9,8 до 981 Н (от 1 до 100 кгс). Полную нагрузку обычно прикладывают в течение 10-15 с. Две диагонали отпечатка, оставшегося в поверхности материала после снятия нагрузки, измеряли с применением микроскопа и рассчитывали их среднее значение. Рассчитывали площадь наклонной поверхности отпечатка. Твердость по Виккерсу представляет собой частное, полученное делением нагрузки, выраженной в кгс, на площадь отпечатка, выраженную в кв.мм. Преимущества испытания на твердость по Виккерсу состоят в том, что можно получить очень точные данные, и в том, что применяют только один тип индентора для всех типов металлов и обработок поверхности. Твердость тонкого слоя покрытия (например, толщиной менее 100 мкм) оценивали с помощью нановдавливания, причем нормальную нагрузку (Р) прикладывали к поверхности покрытия с помощью индентора с известной пирамидальной геометрической формой (например, наконечник Берковича, который имеет геометрическую форму трехгранной пирамиды). При нановдавливании применяют малые нагрузки и размеры наконечника, чтобы устранить или уменьшить эффект основы, поэтому площадь отпечатка может составлять только несколько квадратных микрометров или даже нанометров. В ходе процесса нановдавливания измеряли глубину проникновения, а затем определяли площадь отпечатка с применением известной геометрической формы вдавливаемого наконечника. Твердость можно получить путем деления нагрузки, выраженной в кгс, на площадь отпечатка, выраженную в кв.мм.

Характеристики износа измеряли с помощью испытательного прибора типа «шарик на диске» согласно способу испытаний ASTM G99. Величину износа или объемные потери диска и шарика при износе определяли путем измерения размеров обоих образцов перед испытанием и после испытания. Изменение глубины или формы дорожки износа на диске определяли с помощью лазерной профилометрии поверхности и атомного силового микроскопа. Величину износа или объемные потери шарика при износе определяли путем измерения размеров образцов перед испытанием и после испытания. Объемный износ шарика рассчитывали из известной геометрической формы и размера шарика.

Контактный угол смачивания водой измеряли согласно способу испытаний ASTM D5725. В способе, который называют «способом покоящейся капли», контактный угол жидкости измеряют гониометром с применением оптической подсистемы, чтобы определить профиль чистой жидкости на твердой подложке. Каплю жидкости (например, воды) помещали (или предоставляли ей возможность упасть с некоторого расстояния) на твердую поверхность. Когда жидкость успокаивалась (становилась неподвижной), поверхностное натяжение удерживало каплю, и она становилась овальной на твердой поверхности. Угол, образовавшийся между поверхностью раздела «жидкость/твердое тело» и поверхностью раздела «жидкость/пар», называют контактным углом. Контактный угол, при котором овальная капля контактирует с поверхностью, определяется сродством между двумя веществами. То есть, плоская капля указывает на большее сродство; в данном случае говорят, что жидкость «смачивает» подложку. Более скругленная капля (по высоте) на поверхности указывает на меньшее сродство, поскольку угол, при котором капля прикрепляется к твердой поверхности, является более острым. В данном случае говорят, что жидкость «не смачивает» подложку. В системах с покоящейся каплей применяют камеры с высокой разрешающей способностью и программное обеспечение для измерения и анализа контактного угла.

ПРИМЕРЫ

Иллюстративный пример 1:

Покрытия из АПУ нанесли на основы из стали марки 4142 с помощью технологии осаждения из паровой фазы. Толщина покрытий из АПУ составляла от 1,5 до 25 мкм. Измеренная твердость по Виккерсу составляла от 1300 до 7500. Для определения характеристик трения и износа покрытия проводили лабораторные испытания с помощью прибора типа «шарик на диске». В качестве материалов сопряженной поверхности применяли шарик из кварца и шарик из мягкой стали, чтобы имитировать условия в необсаженном стволе скважины и в обсаженном стволе скважины, соответственно. В одном испытании при температуре окружающей среды сталь марки 4142 без покрытия, покрытие из АПУ и наплавленное сваркой покрытие из промышленной твердосплавной наплавки, известной в уровне техники, испытывали в «сухих» условиях или в атмосферном воздухе относительно кварца в качестве материала сопряженной поверхности при нормальной нагрузке 300 г и скорости скольжения 0,6 м/с, чтобы имитировать условия в необсаженном стволе скважины. В покрытиях из АПУ можно достичь улучшения характеристик трения (уменьшения коэффициента трения) до 10 раз по сравнению со сталью марки 4142 без покрытия и твердосплавной наплавкой, как показано на Фиг.19.

В другом испытании при температуре окружающей среды сталь марки 4142 без покрытия, покрытие из АПУ и наплавленное сваркой покрытие из промышленной твердосплавной наплавки, известной в уровне техники, испытывали относительно мягкой стали в качестве материала сопряженной поверхности, чтобы имитировать условия в обсаженном стволе скважины. В покрытиях из АПУ можно достичь улучшения характеристик трения (уменьшения коэффициента трения) до трех раз по сравнению со сталью марки 4142 без покрытия и твердосплавной наплавкой, как показано на Фиг.19. Покрытие из АПУ полировало кварцевый шарик вследствие того, что твердость покрытия из АПУ выше твердости материалов сопряженной поверхности (т.е. кварца и мягкой стали). Однако объемные потери вследствие износа были минимальными как для шарика из кварца, так и для шарика из мягкой стали. С другой стороны, нелегированная сталь и твердосплавная наплавка приводили к значительному износу шариков как из кварца, так и из мягкой стали, указывая на то, что данные материалы являются не очень «благоприятными для обсадных труб».

Также проводили испытания для определения износа и коэффициента трения шарика на диске при температуре окружающей среды в буровом растворе на нефтяной основе. В качестве материалов сопряженной поверхности применяли шарик из кварца и шарики из мягкой стали, чтобы имитировать условия в необсаженном стволе скважины и в обсаженном стволе скважины, соответственно. Покрытие из АПУ проявляло значительные преимущества по сравнению с промышленной твердосплавной наплавкой, как показано на Фиг.20. С помощью покрытий из АПУ можно достичь улучшения характеристик трения (уменьшения коэффициента трения) до 30% по сравнению со сталью марки 4142 без покрытия и твердосплавной наплавкой. Покрытие из АПУ полировало кварцевый шарик вследствие того, что его твердость выше, чем твердость кварца. С другой стороны, в случае диска из стали без покрытия, шарики как из мягкой стали, так и из кварца, а также стальной диск подвергались значительному износу. При сравнительном испытании характеристики износа диска с твердосплавной наплавкой были промежуточными между характеристиками диска с покрытием из АПУ и диска из стали без покрытия.

На Фиг.21 изображены характеристики трения и износа при повышенных температурах. Испытания проводили в буровом растворе на нефтяной основе, нагретом до 66°С (150°F), и снова применяли шарик из кварца и шарик из мягкой стали в качестве материалов сопряженной поверхности, чтобы имитировать условия в необсаженном стволе скважины и в обсаженном стволе скважины, соответственно. Покрытия из АПУ проявляли улучшения характеристик трения (уменьшение коэффициента трения) до 50% по сравнению со сталью марки 4142 без покрытия и промышленной твердосплавной наплавкой. Сталь без покрытия и твердосплавная наплавка приводили к повреждениям, вызванным износом, шариков из кварца и мягкой стали в качестве материалов сопряженной поверхности, тогда как значительно меньшие повреждения, вызванные износом, наблюдались в материалах сопряженной поверхности, трущихся по покрытию из АПУ.

На Фиг.22 изображены характеристики трения покрытия из АПУ при повышенных температурах (66°С и 93°С (150°F и 200°F)). По результатам данного испытания покрытия из АПУ показали низкий коэффициент трения при повышенной температуре до 93°С (200°F). Однако коэффициент трения стали без покрытия и твердосплавной наплавки значительно увеличивался с ростом температуры.

Иллюстративный пример 2:

При лабораторных испытаниях на износ/трение зависимость коэффициента трения от скорости (уменьшение или увеличение трения при увеличении скорости) для покрытия из АПУ и для стали марки 4142 без покрытия измеряли с помощью наблюдения за напряжением сдвига, требующегося для скольжения, в интервале скорости скольжения 0,3 м/с ~1,8 м/с. Кварцевый шарик применяли в качестве материала сопряженной поверхности в испытаниях на износ при скольжении в сухих условиях. На Фиг.23 изображены характеристики уменьшения трения при увеличении скорости для покрытия из АПУ в сравнении со сталью без покрытия. Сталь марки 4142 без покрытия проявляет уменьшение коэффициента трения при увеличении скорости скольжения (т.е. значительное уменьшение трения при увеличении скорости), тогда как покрытия из АПУ не проявляют уменьшение трения при увеличении скорости и даже, кажется, проявляют незначительное увеличение КГ при увеличении скорости (т.е. КГ слегка увеличивается при увеличении скорости скольжения), что может оказаться благоприятным для уменьшения крутильной неустойчивости, предшествующей колебаниям типа «прихват-проскальзывание».

Иллюстративный пример 3:

Изготовили многослойные покрытия из АПУ, чтобы довести до максимума толщину покрытий из АПУ для повышения их долговечности в компоновках бурильной колонны, применяемых в операциях бурения. В одном из вариантов полная толщина многослойного покрытия из АПУ составляла от 6 мкм до 25 мкм. На Фиг.24 изображены сделанные с помощью сканирующего электронного микроскопа фотографии как однослойного, так и многослойного покрытия из АПУ для компоновок бурильной колонны, полученного с помощью ПХОПФ. В качестве связующих слоев в покрытиях из АПУ применяли кремнийсодержащий буферный слой.

Иллюстративный пример 4:

Поверхностную энергию покрытия из АПУ на подложках в сравнении с поверхностью стали марки 4142 без покрытия измеряли с помощью контактного угла смачивания водой. На Фиг.25 изображены результаты, указывающие на то, что покрытия из АПУ обеспечивают существенно более низкую поверхностную энергию по сравнению с поверхностью стали без покрытия. Более низкая поверхностная энергия может обеспечить поверхности с меньшим сцеплением для уменьшения или снижения налипания разбуренной породы на буровое долото/стабилизатор и для предотвращения образования отложений асфальтенов, парафинов, накипи и/или гидратов.

Заявители пытались описать все воплощения и применения описанного предмета изобретения, которые можно предвидеть с достаточным основанием. Однако возможны непредвиденные, несущественные модификации, которые остаются равнозначными. Хотя настоящее изобретение было описано в сочетании с особыми примерами его воплощений, очевидно, что специалисты в данной области предложат множество изменений, модификаций и вариантов, принимая во внимание вышеизложенное описание, без отклонения от сущности или объема изобретения, представленных в настоящем описании. Соответственно, предполагается, что настоящее описание охватывает все такие изменения, модификация и варианты вышеприведенного подробного описания.

Все патенты, методики испытаний и другие документы, процитированные в данном документе, включая приоритетные документы, включены во всей своей полноте путем ссылки, в той мере, в какой такое описание не противоречит данному изобретению, и для всех юрисдикции, в которых такое включение разрешено.

При перечислении в данном документе численных нижних пределов и численных верхних пределов подразумеваются интервалы от любого нижнего предела до любого верхнего предела.

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

1. Покрытие из композиционного материала на основе фуллерена или из алмазоподобного углерода (АПУ) или их сочетаний, обладающее твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющее коэффициент трения меньше или равный 0,15, используемое в качестве защитного покрытия оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более цилиндрических тел.

2. Покрытие из композиционного материала на основе фуллерена или из алмазоподобного углерода (АПУ) или их сочетаний, обладающее твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющее коэффициент трения меньше или равный 0,15, используемое в качестве защитного покрытия оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, за исключением бурового долота.

3. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты одного или более тел, включающих два или более тела, находящихся в движении относительно друг друга или неподвижных относительно друг друга.

4. Покрытие по п.1, используемое для защиты двух или более цилиндрических тел, имеющих два или более радиуса, причем два или более радиуса имеют по существу одинаковые размеры или по существу различные размеры.

5. Покрытие по п.2, используемое для защиты одного или более тел, включающих сферы или тела сложной геометрической формы или их сочетания, причем тела сложной геометрической формы включают по меньшей мере одну часть, имеющую нецилиндрическую форму.

6. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты двух или более тел, включающих одно или более тел, находящихся по существу внутри одного или более других тел.

7. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты двух или более цилиндрических тел, имеющих общую ось или не имеющих общей оси или имеющих по существу параллельные оси.

8. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты одного или более тел, имеющих винтообразную внутреннюю поверхность, винтообразную внешнюю поверхность или их сочетание.

9. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты одного или более тел, включающих по меньшей мере одно тело, у которого внешнее поперечное сечение, внутреннее поперечное сечение или внутреннее и внешнее поперечное сечение является по существу круглым, по существу эллиптическим или по существу многоугольным.

10. Покрытие по п.1 или 2, которое включает один слой покрытия или два или более слоя покрытия, при этом два или более слоя покрытия представляют собой по существу одинаковые или разные материалы покрытия.

11. Покрытие по п.1 или 2, которое дополнительно включает один или более буферных слоев, расположенных между поверхностью одного или более тел и одним или более слоями покрытия или между двумя или более слоями покрытия.

12. Покрытие по п.11, в котором один или более буферных слоев выбран из элементов, сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов и оксидов следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий, гафний или их сочетаний.

13. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты одного или более тел, дополнительно включающих твердосплавную наплавку по меньшей мере на их части.

14. Покрытие по п.13, в котором твердосплавная наплавка включает материал на основе металлокерамики, композиционный материал с металлической матрицей или твердый металлический сплав.

15. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты одного или более тел, дополнительно включающих наплавленный слой, расположенный между покрытием и поверхностью одного или более тел или твердосплавной наплавкой по меньшей мере на части цилиндрических тел.

16. Покрытие по п.15, в котором наплавленный слой включает нержавеющую сталь или сплав на основе никеля.

17. Покрытие по п.1 или 2, используемое для защиты одного или более тел, представляющих собой устройства для строительства, заканчивания или эксплуатации нефтяной и газовой скважины, выбранные из бурильной колонны, обсадной трубы, колонны насосно-компрессорных труб, проволочного каната/каната с оплеткой/многожильного кабеля/одножильного кабеля/тросового каната, колтюбинга, лопастных роторов и статоров насосов Moyno™ и винтовых насосов, расширяемых труб, расширяющих дорнов, центраторов, контактных колец, промывочных труб, вибрационных сит для регулирования твердой фазы, овершота и захвата, водоотделяющих колонн, поверхностных напорных трубопроводов, плунжерных подъемников, компоновок скользящих муфт для заканчивания скважины, насосных штанг, бесшовных насосных штанг Corod™, качалок насосной установки, сальников, уплотнительных устройств и смазочных устройств, поршней и гильз поршней, линий управления и труб управления, инструментов для работы в стволе скважины, перфорированной основной трубы, основной трубы с щелевидными отверстиями, основной трубы противопесочного фильтра, шунтирующих труб, инструментов для технического обслуживания и ремонта, применяемых в операциях создания гравийного фильтра, муфт, защищающих насосно-компрессорную трубу от размывающего воздействия, противопесочных фильтров, расположенных внутри интервалов заканчивания, фильтров Mazeflo™ для заканчивания скважины, фильтров, полученных спеканием, фильтров с проволочной обмоткой, линий для обработки пласта для интенсификации притока, дросселей, клапанов, седел клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, кольцевых изолирующих клапанов, подземных предохранительных клапанов, центрифуг, коленчатых патрубков, тройников, соединительных муфт, противовыбросовых превенторов, сменных вкладышей, уплотнений подвижного соединения «металл-металл» в уплотнительных узлах для возвратно-поступательного и/или вращательного движения, пружин в предохранительных клапанах, амортизирующих переводниках и ясах, рычагов каротажных приборов, оборудования для перемещения буровой установки без демонтажа, поддонов, регуляторов притока, клапанов интеллектуальной скважины, газлифтных клапанов и клапанов для нагнетания химических реагентов, боковых карманов, дорнов, клиньев пакера, фиксаторов пакера, датчиков содержания песка, приборов для измерения притока к скважине, нецилиндрических деталей противопесочных фильтров, резьбовых соединений или уплотняющих поверхностей, связанных с этими устройствами и их сочетаний.

18. Способ нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающий обеспечение устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более цилиндрических тел, и нанесение покрытия по меньшей мере на часть одного или более цилиндрических тел, в котором покрытие выбирают из композиционного материала на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний, обладающего твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющего коэффициент трения меньше или равный 0,15, позволяющего применять устройство с нанесенным покрытием в операциях строительства, заканчивания или эксплуатации скважины.

19. Способ нанесения покрытия на устройство для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающий обеспечение устройства для эксплуатации нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, за исключением бурового долота, и нанесение покрытия по меньшей мере на часть одного или более тел, в котором покрытие выбирают из композиционного материала на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний, обладающего твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющего коэффициент трения меньше или равный 0,15, позволяющего применять устройство с нанесенным покрытием в операциях строительства, заканчивания или эксплуатации скважины.

20. Способ по п.18 или 19, в котором одно или более тел включают два или более тела, находящихся в движении относительно друг друга или неподвижных относительно друг друга.

21. Способ по п.18, в котором два или более цилиндрических тела имеют два или более радиуса, причем два или более радиуса имеют по существу одинаковые размеры или по существу различные размеры.

22. Способ по п.19, в котором одно или более тел включают сферы или тела сложной геометрической формы или их сочетания, причем тела сложной геометрической формы включают по меньшей мере одну часть, имеющую нецилиндрическую форму.

23. Способ по п.18 или 19, в котором два или более тела включают одно или более тел, находящихся по существу внутри одного или более других тел.

24. Способ по п.18 или 19, в котором два или более цилиндрических тела имеют общую ось или не имеют общей оси или имеют по существу параллельные оси.

25. Способ по п.18 или 19, в котором одно или более тел имеют винтообразную внутреннюю поверхность, винтообразную внешнюю поверхность или их сочетание.

26. Способ по п.18 или 19, в котором одно или более тел включают по меньшей мере одно тело, у которого внешнее поперечное сечение, внутреннее поперечное сечение или внутреннее и внешнее поперечное сечение является по существу круглым, по существу эллиптическим или по существу многоугольным.

27. Способ по п.18 или 19, в котором покрытие включает один слой покрытия или два или более слоя покрытия, при этом два или более слоя покрытия представляют собой по существу одинаковые или разные покрытия.

28. Способ по п.18 или 19, в котором покрытие дополнительно включает один или более буферных слоев, расположенных между поверхностью одного или более тел и одним или более слоями покрытия или между двумя или более слоями покрытия.

29. Способ по п.28, в котором один или более буферных слоев выбирают из элементов, сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов и оксидов следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий, гафний или их сочетаний.

30. Способ по п.18 или 19, в котором одно или более тел дополнительно включают твердосплавную наплавку по меньшей мере на их части.

31. Способ по п.30, в котором твердосплавная наплавка включает материал на основе металлокерамики, композиционный материал с металлической матрицей или твердый металлический сплав.

32. Способ п.18 или 19, в котором одно или более тел дополнительно включают наплавленный слой, расположенный между покрытием и поверхностью одного или более тел или твердосплавной наплавкой по меньшей мере на части цилиндрических тел.

33. Способ по п.32, в котором наплавленный слой включает нержавеющую сталь или сплав на основе никеля.

34. Способ по п.18 или 19, в котором одно или более тел представляют собой устройства для строительства, заканчивания или эксплуатации нефтяной и газовой скважины, которые выбраны из бурильной колонны, обсадной трубы, колонны насосно-компрессорных труб, проволочного каната/каната с оплеткой/многожильного кабеля/одножильного кабеля/тросового каната, колтюбинга, лопастных роторов и статоров насосов Моуnо™ и винтовых насосов, расширяемых труб, расширяющих дорнов, центраторов, контактных колец, промывочных труб, вибрационных сит для регулирования твердой фазы, овершота и захвата, водоотделяющих колонн, поверхностных напорных трубопроводов, плунжерных подъемников, компоновок скользящих муфт для заканчивания скважины, насосных штанг, бесшовных насосных штанг Corod™, качалок насосной установки, сальников, уплотнительных устройств и смазочных устройств, поршней и гильз поршней, линий управления и труб управления, инструментов для работы в стволе скважины, перфорированной основной трубы, основной трубы с щелевидными отверстиями, основной трубы противопесочного фильтра, шунтирующих труб, инструментов для технического обслуживания и ремонта, применяемых в операциях создания гравийного фильтра, муфт, защищающих насосно-компрессорную трубу от размывающего воздействия, противопесочных фильтров, расположенных внутри интервалов заканчивания, фильтров Mazeflo™ для заканчивания скважины, фильтров, полученных спеканием, фильтров с проволочной обмоткой, линий для обработки пласта для интенсификации притока, дросселей, клапанов, седел клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, кольцевых изолирующих клапанов, подземных предохранительных клапанов, центрифуг, коленчатых патрубков, тройников, соединительных муфт, противовыбросовых превенторов, сменных вкладышей, уплотнений подвижного соединения «металл-металл» в уплотнительных узлах для возвратно-поступательного и/или вращательного движения, пружин в предохранительных клапанах, амортизирующих переводниках и ясах, рычагов каротажных приборов, оборудования для перемещения буровой установки без демонтажа, поддонов, регуляторов притока, клапанов интеллектуальной скважины, газлифтных клапанов и клапанов для нагнетания химических реагентов, боковых карманов, дорнов, клиньев пакера, фиксаторов пакера, датчиков содержания песка, приборов для измерения притока к скважине, нецилиндрических деталей противопесочных фильтров, резьбовых соединений или уплотняющих поверхностей, связанных с этими устройствами и их сочетаний.

35. Способ по п.18 или 19, в котором покрытие из алмазоподобного углерода (АПУ) наносят с помощью технологий физического осаждения из паровой фазы, химического осаждения из паровой фазы, плазменно-химического осаждения из паровой фазы или их сочетаний.

36. Способ по п.35, в котором технологию нанесения покрытия с помощью физического осаждения из паровой фазы выбирают из плазменного реактивного магнетронного распыления на токе высокой частоты/на постоянном токе, осаждения из пучка ионов, катодно-дугового осаждения и осаждения импульсным лазером.