Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах Российский патент 2017 года по МПК E21B17/00 E21B41/00 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области эксплуатации газонефтяных скважин. В частности, изобретение относится к применению муфтового устройства с покрытием для снижения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений при эксплуатации газонефтяных скважин. Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах можно использовать в оборудовании буровой установки, системах морских водоотделяющих колонн, трубном оборудовании (обсадка, трубы и бурильные колонны), устьевом оборудовании, фонтанных елках и клапанах, колоннах и оборудовании заканчивания, оборудовании заканчивания в местах контакта скважины с формацией, оборудовании для механизированной эксплуатации скважин и оборудование для внутрискважинных работ.

Уровень техники

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

Оборудование буровых установок

После установления того, что конкретный участок местности является областью, перспективной для разработки углеводородов, начинают его промышленную эксплуатацию, включающую подготовку и работу буровой установки. При проведении вращательного бурения, буровое долото присоединяют к концу забойного оборудования, которое присоединено к бурильной колонне, включающей бурильную трубу и замки бурильных труб. Бурильная колонна может быть приведена во вращение с помощью расположенного на поверхности роторного стола или установки верхнего привода, и масса бурильной колонны и оборудование низа бурильной колонны вдавливает долото в землю, в результате чего образуется скважина. По мере продолжения разработки, к бурильной колонне для увеличения ее общей длины добавляют новые секции буровой трубы. Периодически в ходе процесса бурения, необсаженный ствол скважины обсаживают для укрепления стенок и процесс бурения возобновляют. В результате, бурильная колонна обычно работает как в необсаженной скважине («скважина с открытым стволом»), так и внутри обсадной колонны, которая установлена в стволе скважины («обсаженная скважина»). Альтернативно, в буровом снаряде вместо бурильной колонны могут быть размещены гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ). Сочетание бурильной колонны и забойного оборудования или гибких НКТ и забойного оборудования здесь называют оборудованием бурильной колонны. Вращение бурильной колонны обеспечивает подачу энергии через бурильную колонну и забойное оборудование к буровому долоту. При бурении с использованием гибких НКТ, энергию подают к долоту с помощью бурового раствора. Количество энергии, которое может быть передано при вращении, ограничено максимально допустимым значением крутящего момента бурильной колонны или гибких НКТ.

В альтернативном и нетрадиционном способе бурения, для бурения пласта месторождения используют обсадную трубу как таковую. Режущие элементы закрепляют на нижнем конце обсадной трубы и обсадную трубу можно вращаться, поворачивая режущие элементы. В последующем описании, упоминание оборудования бурильной колонны включает «бурильные обсадные трубы», которые используют для бурения пласта месторождения при таком способе «монтажа обсадки во время бурения».

В ходе бурения ствола скважины через пласты месторождения, оборудование бурильной колонны подвергается значительному скользящему контакту как со стальной обсадной трубой, так и с горными породами. Этот скользящий контакт возникает в первую очередь в результате вращательного и осевого перемещения оборудования бурильной колонны в стволе скважины. Трение между подвижными поверхностями оборудования бурильной колонны и стационарными поверхностями обсадной трубы и породы создает значительное сопротивления трения бурильной колонны и приводит к возникновению избыточного крутящего момента и сопротивления перемещению при проведении буровых работ. Проблемы, вызываемые трением, присущи любому процессу бурения, но они создают особенные при бурении наклонно направленных скважин или бурении скважин с расширенным радиусом охвата (сокращенно БРРО, бурение с большим отходом забоя от вертикали). Наклонно направленное бурение или БРРО представляет собой намеренное отклонение ствола скважины от вертикали. В некоторых случаях наклон (угол относительно вертикали) может достигать девяносто градусов. Такие скважины обычно называют горизонтальными скважинами, и они могут быть пробурены на значительную глубину и на значительное расстояние от буровой платформы.

При выполнении всех буровых работ оборудование бурильной колонны имеет тенденцию опираться на стенку ствола скважины или обсадной трубы скважины, но эта тенденция намного сильнее в скважинах, получаемых при наклонно направленном бурении, вследствие действия силы тяжести. Бурильная колонна также может опираться на стенку ствола скважины или обсадной трубы скважины, в тех местах, где локальная кривизна стенки ствола скважины или обсадной трубы скважины является высокой. По мере увеличения длины бурильной колонны или степени ее отклонения от вертикали, также повышается интенсивность трения, создаваемого при вращении оборудования бурильной колонны. Области повышенной локальной кривизны могут усиливать трение, вызываемое вращением оборудования бурильной колонны. Для преодоления такого повышенного трения требуется дополнительная мощность для вращения компоновки бурильной колонны. В некоторых случаях, трение между оборудованием бурильной колонны и стенкой обсадной трубы или ствола скважины превышает максимально допустимый для оборудования бурильной колонны крутящий момент и/или максимальную несущую способность по крутящему моменту буровой установки, и буровые работы приходится прекращать. Следовательно, глубина, на которую может быть пробурена скважина с использованием доступного оборудования и способов наклонно направленного бурения, в конченом счете ограничена трением.

Обычной геометрической конфигурацией для ряда таких операций является одна колонна труб, перемещающаяся в скользящем контакте с внешней трубой или, в более общем случае, внутренний цилиндр, перемещающийся внутри внешнего цилиндра. Одним из известных способов снижения трения, вызываемого скользящим контактом между колоннами труб, является улучшение смазочной способности жидкости, находящейся в кольцевом пространстве. В промышленных процессах были предприняты попытки снижения трения в основном посредством использования буровых растворов на водной и/или нефтяной (масляной) основе, содержащих различные типы дорогостоящих и часто вредных для окружающей среды добавок. Для большинства этих добавок, эффект повышения смазочной способности, достигаемый при их использовании, снижается с увеличением температуры ствола скважины. В качестве смазочных материалов также часто применяют дизельное и другие минеральные масла, но при их использовании утилизация бурового раствора вызывает трудности, и кроме того, подобные текучие среды теряют смазочную способность при повышенных температурах. Известно, что определенные минералы, например, бентонит, способствуют снижению трения между оборудованием бурильной колонны и необсаженной скважиной. Для снижения трения скольжения использовали такие материалы, как тефлон, однако такие материалы имеют пониженную долговечность и прочность. Другие добавки включают растительные масла, асфальт, графит, моющие средства, стеклянные шарики и скорлупу грецких орехов, но каждая из таких добавок имеет свои ограничения.

Другим известным способом снижения терния между трубами является использование алюминиевого материала для бурильной колонны, поскольку алюминий легче, чем сталь. Однако, алюминий является дорогостоящим и его использование при буровых работах может представлять трудности, он обладает меньшей стойкостью к абразивному износу, чем сталь и несовместим со многими типов текучими средами (например, текучими средами с высоким pH). Кроме того, в промышленности разработаны средства для «удержания на плаву» внутренней обсадной колонны внутри внешней колонны для спуска обсадных труб и хвостовой трубы в скважинах с большим отходом от вертикали, но при такой работе циркуляция ограничена, и это не подходит для процесса бурения скважины.

Еще один способ снижения трения между колоннами труб представляет собой использование твердосплавного покрытия для повышения твердости поверхности на внутренней стороне колонны (также здесь называют наплавкой твердосплавного покрытия или нанесением твердосплавного покрытия). В US №4665996, содержание которого полностью включено в настоящее описание посредством ссылки, описано применение твердосплавного покрытия, нанесенного на основные несущие поверхности буровой трубы, включающего сплав следующего состава: 50-65% кобальта, 25-35% молибдена, 1-18% хрома, 2-10% кремния и менее 0,1% углерода, для снижения трения между колонной и обсадной трубой или породой. В результате, крутящий момент, необходимый для выполнения вращательного бурения, особенно наклонно направленного бурения, снижается. Данный сплав также позволяет обеспечить превосходную износостойкость бурильной колонны при снижении износа обсадной трубы скважины. Другой формой твердосплавного покрытия являются керметы WC-кобальт, наносимые на оборудование бурильной колонны. Другие материалы твердосплавного покрытия включают TiC, карбид Cr и другие смешанные карбидные и нитридные системы. Сплав, содержащий вольфрам, такой как Стеллит 6 и Стеллит 12 (торговая марка Cabot Corporation), обладает превосходной износостойкостью в качестве материала твердосплавного покрытия, но он может вызывать излишнее истирание противолежащего устройства. Твердосплавное покрытие можно наносить на участки оборудования бурильной колонны путем наплавки слоя или термического напыления. При бурении, оборудование бурильной колонны, которое имеет тенденцию опираться на обсадную трубу скважины, постоянно стачивает обсадную трубу скважины при вращении бурильной колоны.

Помимо наплавки твердосплавного покрытия на бурильные замки, в промышленности используют специальные муфтовые устройства. Износостойкое устройство на основе полимера и стали описано в US №4171560 (Garrett, «Method of Assembling a Wear Sleeve on Drill Pipe Assembly»). Western Well Tool были впоследствии разработаны и в настоящее время предлагаются невращающиеся защитные устройства для регулирования контакт между трубой и обсадкой в наклонных скважинах, на которые выданы патенты US 5803193, US 6250405 и US 6378633.

Strand и др. запатентовали металлическое муфтовое устройство для уменьшение износа (US 7028788), которое является средством размещения твердосплавных материалов на съемных муфтах. Данное устройство представляет собой кольцо, обычно с толщиной стенки менее 1,25 см (1/2 дюйма), которое навинчивают на штифтовое соединение бурильного замка буровой трубы поверх участка штифта, который имеет уменьшенный диаметр, до диаметра упорного торца резьбы соединения. Кольцо имеет внутреннюю резьбу по участку внутренней поверхности, которая является левосторонней, в противоположность резьбе бурильного замка. Навинченное таким образом, кольцо не закреплено относительно тела штифтового соединения, а напротив, при повороте бурильной колонны вправо, скользит вниз к торцу замкового соединения. Компания Arnco поставляет такие устройства под торговым наименованием "WearSleeve." Несмотря на коммерческую доступность в течение нескольких лет и по меньшей мере одно испытание в полевых условиях, эта система не нашла широкого применения. Раскрытые в данной заявке способы обеспечивают значительные преимущества по сравнению с устройством WearSleeve.

Arnco была разработана стационарная фиксированная система с твердосплавным покрытием, обычно располагаемая в середине соединения буровой трубы, описанная в US 2007/0209839 А1, «Система и способ для снижения износа в секциях буровой трубы».

Отдельно в условиях месторождения применяли конфигурацию бурильного замка, в которой штифтовое соединение удерживается в клиновых плашках, отличающееся от стандартной конфигурации, применяемой в нефтяной промышленности, в которой клиновыми плашками удерживается замковое соединение. Было показано, что такая конфигурация имеет определенные преимущества, как описано, например, в публикациях SPE 18667 (1989) Dudman, R.A. et. al., «Pin-up Drillstring Technology: Design, Application, and Case Histories» и SPE 52848 (1999) Dudman, R.A. et. al., «Low-Stress Level PinUp Drillstring of 20000 ft Slim-Hole in Southern Oklahoma». Dudman описаны более крупные диаметры труб и размеры соединения для определенных размеров скважины, которые могут быть использованы в стандартном способе штифтового соединения (штифтом вниз), поскольку диаметр штифтового соединения может быть меньше, чем диаметр муфтового соединения и еще удовлетворять требованиям ловильных работ.

Существует много других элементов оборудования на буровой установке в которых происходит контакт металла с металлом и которые подвергаются трению, износу, эрозии, коррозии и/или воздействию отложений. Данные детали включают, но не ограничиваются перечисленным, клапаны, поршни, цилиндры и подшипники в насосном оборудовании; колеса, рельсы по которым движется буровая, перемещаемая плоская площадка для буровой, подъемные приспособления и поддоны для перемещения буровой установки и буровых материалов и оборудования; верхний привод и подъемное оборудование; смесители, лопасти, компрессоры, лопатки и турбины; и подшипники вращательного оборудования и подшипники долот шарошечного типа.

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

Системы водоотделяющих колонн

В морской среде дополнительное осложнение состоит в том, что оборудование устья скважины может быть «сухим» (расположенным над уровнем моря на платформе) или «влажным» (расположенным на морском дне). В любом случае, направляющие обсадные трубы, называемые «водоотделяющими колоннами», размещают между поверхностью и морским дном, при этом оборудование бурильной колоны работает внутри водоотделяющей колонны, а буровой раствор возвращается в кольцевое пространство. Водоотделяющие колонны могут быть особенно подвержены воздействиям, связанным с вращением внутренней трубы внутри внешней стационарной трубы, поскольку водоотделяющие колонны не закреплены неподвижно, а также могут перемещаться, вследствие контакта не только с бурильной колонной, но и с морской средой. Воздействие натяжения и вихревых потоков на водоотделяющую колонну приводит к созданию нагрузок и вибраций, которые частично обусловлены сопротивлением трению океанического течения, воздействующего на внешнюю поверхность морской водоотделяющей колонны.

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

Трубное оборудование

Трубы нефтепромыслового сортамента (ТНПС) включают оборудование бурильной колонны, обсадные трубы, насосно-компрессорные трубы (НКТ), спусковые колонны, гибкие НКТ и водоотделяющие колонны. Общим для большинства ТНПС (за исключением гибких НКТ) является наличие резьбовых соединений, которые могут разрушаться в результате нештатного задевания (заедания) резьбы и/или герметизации, приводящего к истиранию сопряженных соединительных деталей, так что поврежденное соединение может затруднять использование или повторное использование всего соединения труб. Для улучшения противозадирных свойств резьбы, ее можно обрабатывать путем дробеструйной обработки, холодной прокатки и/или химическим способом (например, нанесением фосфатного, медного покрытия и т.д.), и долговечность соединения труб может быть повышена за счет применения подходящего состава для смазки резьбовых соединений. Однако, в настоящее время все еще существуют проблемы, связанных с истиранием резьбы и истиранием и срывом резьбовых соединений, в особенности в случае дорогостоящих ТНС сплавов, предназначенных для работы в экстремальных условиях.

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

Устьевое оборудование, фонтанная арматура и клапаны

В верхней части обсадной трубы флюиды удерживает устьевое оборудование, которое обычно включает клапаны и противовыбросовые превенторы (ПВП) различных типов. Забойные клапаны-отсекатели являются важнейшими деталями оборудования, которые должны исправно функционировать в случае аварии или чрезвычайных условий. Забойные клапаны-отсекатели устанавливают в глубине скважины, обычно в насосно-компрессорных колоннах, и в закрытом положении они перекрывают течение из нижних пластов. Штуцеры и промысловые трубопроводы, соединенные с устьем скважины (в частности, соединительные и угловые штуцеры), подвергаются трению, износу, коррозии, эрозии и воздействию отложений. Штуцеры могут засоряться в результате обратного притока песка, что искажает, например, результаты измерений расхода.

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

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

Колонны и оборудование заканчивания

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

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

Заканчивание в местах контакта скважины с формацией

Во многих скважинах существует тенденция выноса песка или пластового материала в ствол скважины. Для предотвращения возникновения такой ситуации, в скважине при заканчивании размещают «противопесочные сетчатые фильтры». Данная операция может включать размещение оборудования специального назначения большого диаметра, включающего один из нескольких типов конструкций сетчатого противопесочного фильтра, вокруг центральной «опорной трубы». Сетчатый фильтр и опорная труба часто подвергаются эрозии и коррозии и могут повреждаться вследствие «закупорки» песком. Кроме того, в скважинах с большим наклоном сопротивление трения при спуске фильтров в ствол скважины может достигать чрезвычайно высокого значения и ограничивать применимость указанных устройств, или длина ствола скважины может быть ограничена максимальной глубиной, на которую может быть спущен фильтр, спуск которого затрудняется сопротивлением трения.

В тех скважинах, которые требуют борьбы с выносом песка, в кольцевое пространство между сетчатым фильтром и пластом нагнетают подобный песку расклинивающий материал, «расклинивающий агент», для предотвращения поступления зерен пласта через сетчатые фильтры. Данную операцию называют «гравийной набивкой» или, при ее осуществлении в условиях гидроразрыва пласта, ее могут называть «гидроразрыв, совмещенный с гравийной набивкой фильтра». Во многих других формациях, часто в стволах скважины без противопесочных сетчатых фильтров, могут проводить обработку по интенсификации гидроразрыва пласта, при которой такой же или другой тип расклинивающего материала вводят в условиях гидроразрыва пласта для создания больших крыльев трещин, заполненных расклинивающим агентом, проходящих на значительное расстояние от ствола скважины, чтобы увеличить объема добычи или скорость закачки. При закачивании возникает сопротивление трения, обусловленное контактом частиц расклинивающего агента друг с другом и с ограничительными стенками. Более того, частицы расклинивающего агента измельчаются с образованием «мелочи», которая увеличивает сопротивление течению флюида в ходе добычи. Свойства расклинивающего агента, включая прочность, коэффициент трения, форму и шероховатость зерна, являются важными для успешного выполнения данной обработки и для конечного увеличения производительности и приемистости скважины.

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

Оборудование для механизированной эксплуатации скважин

В начале добычи из скважины, она может проходить достаточными темпами под собственным давлением. Однако многие скважины в определенный момент их срока службы требуют вмешательства для извлечения флюидов из ствола скважины. Для подъема флюидов вверх по скважине применяют различные способы, например: насосную штангу, Corod™ и электрические погружные насосы для извлечения флюидов из скважины; плунжерные подъемники, используемые для вытеснения жидкостей в основном из газовых скважин, и «газлифт» или ввод газа в трубы для снижения плотности колонны жидкости. Альтернативно, можно вводить специальные химические вещества через клапаны, расположенные на расстоянии вдоль НКТ для предотвращения образования минеральных отложений, отложений асфальтенов, парафинов или гидратов.

Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна может включать устройства для содействия течению флюида. Некоторые из этих устройств могут содержать уплотнители и очень небольшие механические допуски, включающие уплотнения металл-металл и эластомерные уплотнения. Соприкасающиеся поверхности деталей (муфт, карманов, заглушек, пакеров, переходников, соединительных втулок, буров, оправок и т.д.) истираются и подвергаются механическому разрушению в результате коррозии и эрозии, а также могут засоряться или подвергаться механическим ударам из-за образования минеральных отложений, отложений асфальтенов, парафинов или гидратов. В частности, газлифт, погружные насосы и другое оборудование механизированной эксплуатации скважин может включать клапаны, уплотнения, роторы, статоры и другие устройства, которые могут выходить из строя в результате воздействия трения, износа, коррозии, эрозии или образования отложений.

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

Оборудование для внутрискважинных работ

Для сбора данных или начала, возобновления или повышения объема добычи или скорости закачки часто требуются операции, проводимые на глубине, в стволе скважины вблизи продуктивного пласта. Такие операции включают ввод и вывод оборудования /из ствола скважины. Для ввода и вывода оборудования и инструментов заканчивания обычно используют два средства: тросы и трубы. Эти операции могут включать спуск каротажного инструмента с целью определения свойств формации и флюидов, перфораторов, с помощью которых в обсадной трубе обеспечивают отверстия, позволяющие добывать углеводороды или вводить флюиды, временных или постоянных заглушек для выравнивания давления флюидов, пакеров для облегчения цементирования между интервалами заканчивания, и другого высокоспециализированного оборудования. Ввод и вывод оборудования из скважины включает скользящий контакт при перемещении тел друг относительно друга, создающий сопротивление трения.

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

Публикации, имеющие отношение к заявке

В дополнение к описанному выше предшествующему уровню техники, в US 2008/0236842, «Downhole Oilfield Apparatus Comprising a Diamond-Like Carbon Coating and Methods of Use», описано применение алмазоподобного углеродного покрытия (АПУ покрытия) для внутрискважинных устройств с внутренними поверхностями, которые подвержены воздействию внутрискважинной среды. В данном документе не раскрыто применение внешних покрытий на муфтовых устройствах и, в частности, в нем не обсуждают внешнее применение для элементов замков бурильных труб.

Saenger и Desroches описывают в ЕР 2090741 А1 «нанесение покрытия по меньшей мере на часть поверхности тела опоры» для работы на глубине скважины. Типы раскрытых покрытий включают АПУ, алмазный углерод и Cavidur (патентованное покрытие из АПУ компании Bekaert). Покрытие определено как «инертный материал, выбранный для снижения трения». Описаны конкретные применения для каротажного инструмента и уплотнительных колец. Указанные конкретные преимущества включают снижение терния и коррозии. Хотя в данном документе на чертежах представлена бурильная колонна, не описано применение покрытия в бурильной колонне или замках бурильной трубы.

В WO 2008/138957 А2, Van Den Brekel et al., описаны способ бурения, где материал обсадной трубы в 1-5 раз прочнее материала бурильной колонны, и добавки, снижающие трения, вводимые в буровой раствор. Для снижения трения на внешнюю поверхность бурильной колонны может быть нанесен слой политетрафторэтилена (ПТФЭ). Данное описание отличается от настоящего изобретения в том, что наносимые покрытия имеют более высокие значения твердости, чем твердость материала обсадных колонн, и в настоящем изобретении отсутствуют требования для бурового раствора.

Wei et al. также раскрыто применение покрытий на вешних поверхностях трубчатых структур (US 6764714 «Method for Depositing Coatings on the Interior Surfaces of Tubular Walls» и US 7052736, «Method for Depositing Coatings on the Interior Surface of Tubular Structures»). Tudhope et al. также разработаны средства нанесения покрытия на внешние поверхности тела, включая, например US 7541069, «Method and System for Coatings Internal Surface Using Reverse-Flow Cycling».

В US 2008/01257475 «Composite Coatings with Nanoparticles for Improved Wear and Lubricity Downhole Tools», Griffo, описано применение сверхабразивных наночастиц на долотах и в забойном оборудовании.

В US 7487840, Gammage et al., описано нанесение металла распылием на внешнюю поверхность элементов скважинного инструмента.

В WO 2007/091054, «lmprovements In and Relating to Downhole Tools», Thornton, описано применение дисульфида вольфрама (WS₂) для скважинного инструмента.

Применение покрытий на долотах и уплотнителях долот описано, например, в US 7234541, «DLC Coating for Earth-Boring Bit Seal Ring», US 6450271, «Surface Modification for Rotary Drill Bits», и US 7228922, «Drill Bit».

Кроме того, применение покрытий из АПУ в областях техники, не связанных с нефтедобычей, описано в US 6156616, «Synthetic Diamond Coating with Intermediate Bonding Layers and Methods of Applying Such Coatings», и в US 5707717, «Articles Having Diamond-Like Protective Film».

Задачи настоящего изобретения

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

Таким образом, существует потребность в муфтовых устройствах с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Прежде всего, способы нанесения заявленных покрытий на устройства для добычи могут требовать, чтобы корпусная деталь была заключена в камеру. Это может стать серьезным ограничением для множества деталей, применяемых для разработки нефтяных месторождений. Например, геометрия длинных секций труб затрудняет их размещение в таких камера. Кроме того, такой способ может оказаться малоэффективным, поскольку покрываемая площадь поверхности может составлять лишь небольшую часть всей площади поверхности основного корпусного тела. Муфтовые элементы с покрытием, входящие в состав муфтового устройства с покрытием, могут быть доставлены на месторождение и установлены на эксплуатационное оборудование более экономичным образом, чем альтернативные средства обеспечения покрытий с низким коэффициентом трения. Также, когда либо муфтовый элемент, либо покрытие необходимо заменить или отремонтировать, муфтовая конфигурация является более экономичной и требует минимальных транспортных затрат и минимальной продолжительности остановки оборудования. Муфтовый элемент сам по себе может состоять из материала, отличающегося от тела, с которым он контактирует. уфтовый элемент может подвергаться воздействию высоких температур и других условий окружающей среды при нанесении покрытия, которые могут вызвать повреждения других элементов системы. Материалы с низким коэффициентом трения могут быть нанесены на муфтовые элементы муфтового устройства с покрытием более эффективными и разнообразными способами, чем покрытия, наносимые на более крупные единицы оборудования, то есть покрытия с низким коэффициентом трения могут широко применяться для эффективного улучшения механических свойств указанных устройств. В уровне техники не описаны эффективные средства решения изложенных проблем, в то время как способы согласно изобретению позволяют применять покрытия с низким коэффициентом трения в устройствах для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

Краткое описание изобретения

Согласно настоящему изобретению, улучшенное муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает: одно или более чем одно цилиндрическое тело; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты, или на сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты, где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

Другой аспект настоящего изобретения относится к улучшенному муфтовому устройству с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, которое включает: устройство для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более чем одно тело, при условии, что одно или более чем одно тело не включает буровое долото; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более чем одного тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты, где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

Другой аспект настоящего изобретения относится к улучшенному способу применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающему: обеспечение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более чем одно цилиндрическое тело; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты, или на сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты, где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

Другой аспект настоящего изобретения относится к улучшенному способу применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающему: обеспечение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более чем одно тело, при условии, что одно или более чем одно тело не включает буровое долото; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более чем одного тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты, где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

Эти и другие признаки и особенности описанных муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах и способов применения таких муфтовых устройств для снижения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений в указанных условиях эксплуатации, а также их усовершенствованное получение и/или применение станут очевидны из приведенного ниже подробно описания, в особенности по прочтении его в сочетании с приложенными чертежами.

Краткое описание чертежей

Для облегчения понимания предмета настоящего изобретения специалистом в данной области техники, описание снабжено чертежами, где:

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

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

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

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

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

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

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

на Фиг. 8 представлены примеры применения покрытия, нанесенного на опорную трубу и фильтр в сборе, применяемые в операциях гравийной набивки, и на фильтры, применяемые для отделения твердых веществ, где показаны муфты с покрытием, которые можно использовать для облегчения скольжения фильтра в стволе скважины;

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

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

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

на Фиг. 12 представлен пример применения покрытия, нанесенного на резьбовое соединение, где показано истирание резьбы;

на Фиг. 13 представлен пример применения муфтового элемента с покрытием в снабженном муфтой с покрытием соединении буровой колоны, демонстрирующее конфигурации соединения как штифтом вниз, так и штифтом вверх и другие возможные параметры муфты;

на Фиг. 14 схематически показана зависимость скорости проходки (СП) от нагрузки на долото (ННД) при поземном вращательном бурении;

на Фиг. 15 представлена зависимость между коэффициентом трения покрытия (КТР) и твердостью покрытия для некоторых описанных здесь покрытий, в сравнении с основой из стали;

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

на Фиг. 17 представлена тройная фазовая диаграмма аморфного углерода;

на Фиг. 18 схематически представлена иллюстрация теории свободных водородных связей;

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

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

на Фиг. 21 представлены характеристики истирания и износа покрытия из АПУ при повышенной температуре 66°C (150°F) при испытании на износ при трении скольжения в буровом растворе на нефтяной основе.

на Фиг. 22 представлены характеристики истирания и износа покрытия из АПУ при температурах 66°C (150°F) и 93°C (200°F), по сравнению с этими характеристиками стали без покрытия, и твердосплавного наплавленного покрытия в буровом растворе на нефтяной основе.

на Фиг. 23 представлены характеристики снижения скорости покрытия из АПУ по сравнению с этими характеристиками стальной основы без покрытия.

на Фиг. 24 представлены полученные при помощи сканирующего электронного микроскопа (СЭМ) изображения поперечного сечения однослойного и многослойного покрытий из АПУ, рассмотренных в настоящем описании;

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

на Фиг. 26 схематически представлен пример гибридного покрытия из АПУ на твердосплавной наплавке для оборудования бурильной колонны.

Термины и определения

«Кольцевой изолирующий клапан» представляет собой клапан на поверхности для регулировки потока из кольцевого пространства между обсадной трубой и НКТ.

«Асфальтены» представляют собой цепи тяжелых углеводородов, которые могут осаждаться на стенках труб и другого эксплуатационного оборудования и. таким образом, создавать ограничение потока.

«Опорная труба» представляет собой хвостовик, который служит несущим нагрузку устройством для противопесочного сетчатого фильтра. Сетчатые фильтры закрепляют на внешней стороне опорной трубы. По меньшей мере на участок опорной трубы может быть предварительно нанесена перфорация, прорези, или труба может быть снабжена регулятором потока. Опорная труба выполнена из соединенных секций, на которые нанесена соединительная резьба для соединения при проходке скважины.

«Подшипники и втулки» используют для создания поверхности с низким трением, чтобы обеспечить перемещение двух устройств друг относительно друга в скользящем контакте, особенно чтобы обеспечить относительное вращательное перемещение.

«Предохранительные патрубки» представляют собой трубы с более толстыми стенками, надеваемые на проточные перфорированные отверстия или в устье скважины на впускное отверстие для текучей среды во время операции интенсификации притока. Более толстая стенка и/или твердость материала защищает патрубки от полной эрозии в результате воздействия частиц песка или расклинивающего агента.

«Забойное оборудование» (ЗО) включает одно или более устройств, включающих, но не ограниченных перечисленным: стабилизаторы, стабилизаторы переменного калибра, толстостенные трубы, надеваемые на проточные перфорированные отверстия или в устье скважины на впускное отверстие для текучей среды во время операции интенсификации притока. Большая толщина стенки и/или твердость материала защищает патрубки от полной эрозии в результате воздействия частиц песка или расклинивающего агента, утяжеленные бурильные трубы (УБТ), гибкие УБТ, инструмент для наклонно-направленного вращательного бурения, роликовые расширители, амортизирующие переходники, забойные двигатели, инструменты для каротажных работ во время бурения (КВБ), приборы для измерения в процессе бурения (ИВБ), инструмент для отбора керна, разбуриватели ствола скважины, расширители для увеличения диаметра скважины, центраторы, турбины, изогнутые переводники, двигатели для наклонно направленного бурения, бурильные ясы, ясы с ускорительным механизмом, перепускные переводники, выбивные ясы, инструмент для уменьшения крутящего момента, переводники с обратным клапаном, ловильный инструмент, ловильные яссы, промывочные трубы, каротажный инструмент, ясы для измерения искривления скважины, немагнитные аналоги любых из этих устройств и их сочетания, и их соответствующие внешние соединения.

«Обсадная труба» представляет собой трубу, установленную в стволе скважины для предотвращения обрушения ствола и создания условия для бурения за пределами нижней части обсадной трубы при высокой плотности флюида без попадания флюида в отделенную часть формации. Обычно в стволе скважины устанавливают множество обсадных труб постепенно уменьшающегося диаметрам.

«Центраторы обсадной трубы» присоединяют с наружной стороны обсадной трубы, по мере спуска в скважину. Центраторы часто оборудованы стальными пружинами или металлическими штифтами, упирающимися в стенки формации, чтобы избежать касания, и предназначены для центрирования обсадной трубы с образованием одинакового кольцевого зазора вокруг обсадной трубы, что облегчает проведение цементирования. Центраторы могут включать штифтовые устройства, которые могут соскребать со стенок ствола скважины отложения, образованные буровой жидкостью, которые могут затруднять непосредственный контакт цемента с формацией.

«Бурение обсадными трубами» относится к относительно новому и нестандартному способу бурения с использованием обсадных труб вместо съемных бурильных колонн. При достижении скважиной глубины, обсадные трубы оставляют внутри, удаляют или заменяют режущие элементы, находящиеся на нижнем конце обсадных труб, после чего может быть закачан цемент.

«Систему закачки химических реагентов» используют для введения химических ингибиторов в ствол скважины для предотвращения образования минеральных отложений, гидратов метана или других отложений в стволе скважины, которые могут ограничить добычу.

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

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

«Скользящие муфты заканчивания» представляют собой устройства, установленные в колонне заканчивания, которые селективно открывать или закрывать отверстия, которые, в зависимости от состояния муфты, соединяют продуктивные горизонты с трубами или отсекают от них. Рабочие характеристики скользящих муфт при длительной эксплуатации зависят от сопротивления муфты перемещению из-за трения, износа, образования отложений, эрозии и коррозии.

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

«Соединительный штифт» представляет собой участок трубы с резьбой на внешней поверхности трубы.

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

«Контактные кольца» представляют собой устройства, присоединенные к деталям каротажных инструментов, обеспечивающие сохранение зазора между инструментом и стенкой обсадной трубы или формации. Например, контактные кольца могут быть установлены на соединениях в перфораторе для получения зазора между перфоратором и стенкой обсадной трубы, например, при таком применении, как в РСТ № WO 2002/103161А2, «Just-In-Time Perforating».

«Смежные» относится к телам, находящимся вблизи друг от друга, так что они имеют общую кромку или поверхность. «Несмежные» относится к телам, которые не имеют общей кромки или поверхности, поскольку они смещены или разнесены друг относительно друга. Например, бурильные замки представляют собой цилиндры большего диаметра, которые являются несмежными, поскольку между бурильными замками расположена буровая труба, представляющая собой цилиндр меньшего диаметра.

«Линии управления» и «трубопроводы» представляют собой трубы малого диаметра, которые могут быть расположены вне насосно-компрессорной колонны и предназначены для создания гидравлического давления, подачи электрического напряжения или тока или проводки оптоволоконного кабеля к одному или более глубинному скважинному устройству. Линии управления используют для управления подземными предохранительными вентилями, штуцерами и клапанами. Нагнетательная линия аналогична линии управления и может быть использована для подачи к глубинному скважинному клапану специальных химических реагентов, ингибирующих образование минеральных отложений, отложений асфальтенов, парафинов или гидратов, или для снижения трения.

«Corod™» представляет собой непрерывную гибкую трубу, используемую как насосную штангу при эксплуатации скважины штанговыми насосами.

«Соединительная втулка» представляет собой соединительное устройство между двумя участками трубы, часто, но не всегда представляет собой отдельную деталь, соединяемую резьбовым соединением с двумя более длинными деталями, которые соединяются соединительной втулкой. Например, соединительную втулку используют для соединения двух элементов насосных штанг в оборудовании механизированной штанговой эксплуатации скважин.

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

«Скважинный инструмент» представляет собой устройства, которые часто повторно спускают в скважину или возможно закрепляют в скважине, для осуществления определенных функций в стволе скважины. Одни типы скважинного инструмента можно опускать на колонне бурильных труб, например, приборы для измерения во время бурения (ИВБ), тогда как другие типы скважинного инструмента можно спускать на тросе, например, каротажный инструмент или скважинные перфораторы. Некоторые типы инструмента могут спускать либо на тросе, либо трубе. Пакер представляет собой скважинный инструмент, который спускают на трубе или на тросе и устанавливают в стволе скважины для блокировки потока, и он может быть съемным или закрепленным. В промышленности используют множество типов скважинного инструмента и устройств.

«Утяжеленные бурильные трубы» представляют собой толстостенные трубы в забойном оборудовании вблизи долота. Жесткость утяжеленных бурильных труб способствует прямому направлению бурения долота, а массу бурильных труб используют для приложения нагрузки к долоту для бурения.

«Колонна бурильных труб» включает общую длину труб и состоит из ведущей бурильной трубы (если присутствует), бурильной трубы и утяжеленных бурильных труб, которые составляют бурильное оборудование от поверхности до дна скважины. Колона бурильных труб не включает буровое долото. В особых случаях бурения обсадными трубами, колонну обсадных труб, которую используют в толще пород, считают частью колонны бурильных труб.

«Оборудование бурильной колонны» представляет собой сочетание бурильной колонны и забойного оборудования или гибких НКТ и забойного оборудования. Оборудование бурильной колонны не включает буровое долото.

«Бурильная колонна» представляет собой колонну или штангу бурильных труб, к которой присоединены бурильные замки, трубы-переходники между бурильной колонной и забойным оборудованием, включающим бурильные замки, тяжелые бурильные трубы, включающие бурильные замки, и износостойкие накладки, которая передает энергию флюида и вращательную энергию от верхнего привода или ведущей бурильной трубы к утяжеленным бурильным трубам и долоту. В некоторых источниках, но не в настоящем описании, термин «бурильная колонна» включает и бурильные трубы, и утяжеленные бурильные трубы забойного оборудования.

«Эластомерный уплотнитель» используют для обеспечения барьера между двумя устройствами, обычно металлическими, для предотвращения просачивания с одной стороны уплотнителя в другую. Эластомерный уплотнитель выбирают из класса материалов, которые являются эластичными и упругими.

«Коленчатые патрубки, тройники и соединительные приспособления» представляют собой широко используемое трубное оборудование, предназначенное для соединения промысловых трубопроводов, обеспечивающих транспорт флюидов, например, для соединения ствола скважины с эксплуатационным оборудованием, находящимся на поверхности.

«Расширяемое трубное оборудование» представляет собой трубное оборудование, например, обсадные трубы и хвостовики, которые имеют размер ниже номинального при спуске в скважину. При доставке на место, в трубу вводят инструмент большего диаметра или расширительный сердечник, который расширяет трубу до большего диаметра.

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

«Стекловолокно» часто используют в небольших линиях управления, как на глубине скважины, так и с выходом на поверхность, для измерения глубинных свойств, например, температуры или давления. Стекловолокно можно использовать для непрерывного получения данных через малые интервалы вдоль ствола скважины. Волокно часто закачивают в одну линию управления, через "поворотный переходник" до второй линии управления. Трение и сопротивление при прохождении через поворотный переходник могут ограничивать использование некоторых оптоволоконных установок.

«Регулятор притока» (РП) представляет собой отверстие, сопло или проточный канал в колонне заканчивания, проходящей через пластовый интервал, который позволяет добываемым флюидам поступать в ствол скважины. Его можно использовать в сочетании с дополнительными измерительными и автоматическими устройствами в системе заканчивания скважины с компьютерным управлением.

«Яс» представляет собой скважинный инструмент, который используют для приложения большой аксиальной нагрузки или ударного воздействия, инициируемых оператором. Некоторые ясы запускают при спуске массы, другие запускают при подъеме. Запуск яса обычно осуществляют для перемещения трубы, застрявшей в стволе скважины.

«Ведущая бурильная труба» представляет собой многоугольный участок трубы с плоскими стенками, который проходит через пол буровой установки на установках, снабженных более старым оборудованием роторного стола. Крутящий момент прикладывают к этому четырех-, шести- или возможно восьмигранному участку трубы для вращения бурильной трубы, которая присоединена ниже.

«Каротажный инструмент» представляет собой приборы, которые обычно спускают в скважину для осуществления измерений, например, при бурении по бурильной трубе или в открытый или обсаженный ствол скважины на тросе. Приборы устанавливают на последовательно расположенных несущих устройствах, выполненных с возможностью спуска в скважину, например, устройствах цилиндрической формы, которые обеспечивают изоляцию приборов от окружающей среды.

«Сборка» представляет собой процесс свинчивания вместе штифта и коробки трубного соединения для соединения двух участков трубы и обеспечения герметичности между внутренней и внешней частями трубы.

«Сердечник» представляет собой цилиндрический стержень или вал, закрепленный внутри внешнего цилиндра. Сердечник может представлять собой главный привод пакера, который перемещает захватывающие детали или «клиновые плашки» наружу для контакта с обсадной трубой. Термин сердечник также может относиться к инструменту, проталкиваемому в расширяемую трубу для достижения большего диаметра. Сердечник представляет собой обобщенный термин, используемый для обозначения нескольких устройств, применяемых при эксплуатации нефтяных месторождений.

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

«Mazeflo™» сетчатые фильтры заканчивания представляют собой противопесочные фильтры, задерживающие песок и имеющие секций с наклонными перегородками. Извилистая структура MazeFlo позволяет ограничить любые механические повреждения фильтра отдельными секциями, но при этом обеспечить протекание углеводородов через неповрежденные секции. Проточные каналы имеют извивы, так что потоки текут по непрямому пути, что позволяет перераспределять импульс входящего потока (см., например, U.S. 7464752).

«Насосы Moyno™» и «винтовые насосы кавитационного типа» представляют собой длинные цилиндрические насосы, установленные в скважинных двигателях, генерирующих крутящий момент вала, в то время как флюид протекает между внешним статором и ротором, прикрепленным к валу. Обычно статор имеет на один сегмент больше, чем ротор, так что давление флюида, перемещающегося к долоту, заставляет вращаться ротор. Эти двигатели часто устанавливают вблизи долота. Альтернативно, в скважинных насосах для вращения ротора можно использоваться источник энергии и тем самым перекачивать флюид.

«Пакер» является инструментом, который может быть размещен в скважине на спусковой колонне, гибких НКТ, эксплуатационной колонне или тросе. Пакеры обеспечивают изоляцию давления флюида для областей выше и ниже пакера. Кроме создания гидравлического уплотнения, которое должно быть долговечным и выдерживать воздействие агрессивного окружения, пакер также должен выдерживать осевые нагрузки, создаваемые из-за разности давлений текучей среды, находящейся выше и ниже пакера.

«Блокировочный механизм пакера» используют для эксплуатации пакера, принцип действия состоит в высвобождении и зацеплении клиновых плашек при осевом перемещении трубы, к которой он присоединен. В зацеплении клиновые плашки выдвинуты наружу в стенку обсадной трубы, и зубья клиновых плашек сильно вжаты в материал обсадки. При спуске на тросе, пакер спускают вместе с инструментом для установки пакера, который вытягивает сердечник для зацепления клиновых плашек, после чего инструмент для установки пакера отсоединяют от пакера и поднимают на поверхность.

«MP35N» представляет собой металлический сплав, состоящий в основном из никеля, кобальта, хрома и молибдена. MP35N считается высоко коррозионностойким и подходящим для агрессивных сред внутри скважины.

«Парафиновые отложения» представляют собой воскообразный компонент некоторых сырых углеводородов, который может осаждаться на стеках ствола скважины и трубопроводов, тем самым вызывая ограничение потока.

«Соединение штифтом вниз» в настоящее время представляет собой стандартную буровую конфигурацию, в которой при сборке коробка соединения удерживается клиновыми плашками, находящимися на поверхности, а штифтовая часть соединения направлена вниз.

«Соединение штифтом вверх» представляет собой компоновку инструментов бурения, ориентированную таким образом, что при получении соединения штифтовое соединение удерживается клиновыми плашками, находящимися на поверхности, вместо стандартной конфигурации, в которой коробка соединения удерживается клиновыми плашками. Такая конфигурация может требовать или может не требовать изменения направления резьбы соединения, т.е. замены левосторонней резьбы на правостороннюю и наоборот.

«Поршни» и «гильзы поршня» представляют собой цилиндры, которые используют в насосах для перемещения флюидов от входа к выходу при соответствующем увеличении давления флюида. Гильза представляет собой втулку, внутри которой поршень совершает возвратно-поступательное движение. Эти поршни подобны поршням, установленным в двигателях автомобилей.

«Плунжерный подъемник» представляет собой устройство, перемещающееся вниз и вверх по НКТ колонне для очистки труб водой, аналогично действию поршня в трубопроводе. Если плунжерный подъемник находится внизу трубы, внутритрубный инспекционный поршень блокирует поток флюида и, таким образом, выталкивается из скважины под давлением находящегося внизу флюида. По мере его перемещения вверх по стволу скважины, он вытесняет воду, поскольку вода не должна отделяться и протекать за плунжерный подъемник. В верхней части НКТ устройство вызывает изменение конфигурации плунжерного подъемника, который начинает пропускать флюиды, после чего под действием силы тяжести опускаться вниз по трубе, в направлении, противоположном поднимающемуся вверх потоку. Коэффициенты трения и износа представляют собой важные параметры работы плунжерного подъемника. Трение снижает скорость спуска и подъема плунжерного подъемника, а износ внешней поверхности приводит к образованию зазора, который снижает эффективность устройства при его подъеме.

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

«Уплотнительный узел с возвратно-поступательным перемещением" представляет собой уплотнитель, предназначенный для поддержания изолированного давления при осевом вытеснительном перемещении двух устройств относительно друг друга.

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

«Уплотнительный узел с вращательным перемещением» представляет собой уплотнитель, предназначенный для поддержания изолированного давления при вращательном перемещении двух устройств относительно друг друга.

«Датчик уровня песка» представляет собой небольшое устройство, помещенное в проходящий поток для определения количества содержания песка в потоке. Если содержание песка высоко, датчик может подвергаться эрозии.

«Минеральные отложения» представляют собой отложения из минеральных веществ (например, карбоната кальция) на стенках труб и другого эксплуатационного оборудовании, которые могут накапливаться и вызывать ограничение потока.

«Специальный инструмент» для операций гравийной набивки включает переходник пакера и подпакерную трубу для циркуляции вниз по спусковой колонне, вокруг хвостовика и подпакерной трубы и обратно в кольцевое пространство. Это позволяет помещать цементный раствор напротив пластового интервала. В более общем случае, специальный инструмент для гравийной набивки представляет собой группу инструментов, которая обеспечивает перемещение фильтров гравийной набивки на полную глубину (TD), установку и тестирование пакера и регулировку направления потоков флюидов, перекачиваемых при проведении операций гравийной набивки. Специальный инструмент включает посадочный инструмент, переходник и уплотнители, которыми герметизируют гнездо пакера. Он может включать противоприточное (anti-swab) устройство и клапан для оттока текучей среды или реверсивный клапан.

«Амортизирующий переходник» представляет собой модифицированную утяжеленную бурильную трубу, которая включает подобный пружине элемент, амортизирующий ударные воздействия и обеспечивающий относительное осевое перемещение между двумя концами амортизирующего переходника. Амортизирующий переходник иногда используют для бурения очень твердых формаций, которое может сопровождаться сильными осевыми ударными воздействиями.

«Ответвляющие трубы» представляют собой внешние и внутренние трубы в сетчатых противопесочных фильтрах для отклонения потока суспензии для гравийной набивки через протяженные или многозональные интервалы заканчивания до завершения гравийной набивки. См., например, US 4945991, US 5113935 и WO 007/092082, WO 2007/092083, WO 2007/126496 и WO 2008/060479.

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

«Муфта» представляет собой трубчатую деталь, выполненную с возможностью установки поверх другой детали. Внутренняя и внешняя поверхность муфты могут иметь круглый или некруглый профиль поперечного сечения. Внутренняя и внешняя поверхности обычно могут иметь разную геометрическую форму, т.е. внешняя поверхность может быть цилиндрической с круглым поперечным сечением, тогда как внутренняя поверхность может иметь эллиптическое или другое некруглое поперечное сечение. Альтернативно, внешняя поверхность может быть эллиптической и внутренняя поверхность круглой, возможны и другие сочетания. В общем, муфту можно обобщенно рассматривать как полый цилиндр с одним или более радиусов или разными профилями поперечного сечения по аксиальной длине цилиндра.

«Скользящий контакт» означает фрикционный контакт между двумя телами, перемещающимися друг относительно друга, которые могут быть разделены как флюидами, так и твердыми телами, где твердые тела включают частицы, находящиеся в текучей среде (бентонит, стеклянные шарики и т.д.), или устройства, сконструированные для обеспечения вращательного движения, чтобы снизить трение. Часть поверхности контакта между двумя телами, перемещающимися друг относительно друга, всегда находится в состоянии сдвигового смещения и, следовательно, скольжения.

«Скважина с компьютерным управлением» представляет собой скважину, оборудованную устройствами, контрольно-измерительными приборами и средствами управления, обеспечивающими селективный поток из конкретных интервалов для максимизации добычи требуемых флюидов и минимизации добычи нежелательных флюидов. Расходы могут быть скорректированы по другим причинам, таким как компенсация снижения давления в пласте или разницы давления из-за геомеханики.

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

«Внутрискважинный клапан-отсекатель» представляет собой клапан, установленный в насосно-компрессорных трубах, часто ниже уровня моря, чтобы перекрывать поток. Иногда данные клапаны программируют на автоматическое перекрывание при превышении расходом заданного значения, например, если на поверхности произошел разлив.

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

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

«Резьбовое соединение» представляет собой средство гидроизолирующего соединения частей труб посредством механического зацепления скрепляемых деталей, имеющих резьбу или другую механическую обработку (например, соединение металл-металл). Резьбовое соединение получают или собирают, вращая одно устройство относительно другого. Две части труб могут иметь резьбу, подходящую для их непосредственного соединения, или на одну трубу может быть установлен соединительный переходник, называемый соединительной втулкой, после чего вторую трубу соединяют с соединительной втулкой.

«Замок бурильных труб» представляет собой снабженный резьбой конический соединительный элемент для трубы, специального стального сплава, в котором на конец одной трубы устанавливают штифт, а на конец другой трубы устанавливают коробку, снабженные резьбой (внешней и внутренней, соответственно). Обычно замки бурильных труб устанавливают на буровой трубе, но они могут быть установлены на спусковых колоннах и другом ТНпС оборудовании; замки могут быть присоединены к концам труб сваркой трением.

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

«Гибкие НКТ» представляют собой трубы, установленные в скважине, внутри обсадной трубы, для вывода потока флюида на поверхность.

«Клапан» представляет собой устройство, которое используют для регулировки скорости потока в промысловом трубопроводе. Существует множество типов клапанных устройств, включающих обратный клапан, шиберный клапан, шаровой клапан, сферический клапан, игольчатый клапан и пробковый клапан. Управление клапанами может осуществляться вручную, дистанционно или автоматически или путем сочетания этих способов. Характеристики клапана сильно зависят от уплотнения, обеспеченного между плотно прилегающими механическими устройствами.

«Гнездо клапана» представляет собой неподвижную поверхность на которую динамическое опирается уплотнение при перекрывании движения потока через клапан. Например, заслонка внутрискважинного клапана-отсекателя плотно упирается в гнездо клапана, когда он закрыт.

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

«Шайба» обычно представляет собой плоское кольцо, которое используют для предотвращения утечек, распределения давления или обеспечения герметичного соединения, размещаемое под головкой гайки или болта или возможно в резьбовом соединении другой детали, например, клапана. Шайбу можно рассматривать как рудиментарную форму муфты, диаметр которой больше ее осевого размера.

«Трос» представляет собой кабель, который используют для спуска-подъема приборов и устройств в ствол шахты. Трос часто состоит из множества совестно скрученных более мелких волокон, но также может состоять из одного волокна или представлять собой стальной трос малого диаметра. Трос обычно размещают намотанным большие вороты, установленные на самоходных каротажных станциях, или в виде блок-коробов.

«Спусковые колонны» представляют собой соединенные части трубы, используемые для осуществления внутрискважинных работ, таких как спуск каротажного инструмента, извлечения материалов из ствола скважины или цементных тампонажных работ.

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

Подробное описание изобретения

Все численные значения, используемые в подробном описании и формуле изобретения, означают «приблизительное» или «приближенное» значение указанного параметра и учитывают погрешности и неточности эксперимента, ожидаемые для специалиста в данной области техники.

Перекомпоновка оборудования с целью установки в требуемых местах муфт, например, на участке контакта двух или более тел, облегчает применять предлагаемую методику снижения трения. Применение покрытий на муфтовых элементах позволяет изготавливать небольшие детали, которые можно легко помещать в производственные устройства или камеру для нанесения покрытия, что повышает экономичность производства. Съемные муфты могут быть легко заменены в условиях месторождения с использованием небольших деталей, которые можно легко транспортировать между производством и месторождением. Кроме того, с точки зрения металлургии, выбор покрытий и материалов основы для рассматриваемых устройств может быть более широким, и устройства могут представлять собой не только основные несущие нагрузку элементы нефтегазодобывающих систем. Нанесение покрытий при повышенных температурах создает дополнительные сложности при изготовлении, поскольку подобные операции могут отрицательно влиять на уже обработанные материалы.

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

В одном воплощении настоящего изобретения ось муфтового элемента может быть по существу параллельна оси цилиндра, вблизи которого он расположена. Муфтовый элемент может иметь одну или более степеней свободы или может быть зафиксирован на ближайшем теле (цилиндре или корпусе) с использованием подходящего крепежного механизма или геометрических средств, ограничивающих его перемещение. Обычно перемещение муфтового элемента ограничено по меньшей мере в осевом направлении ближайшего тела, либо элемент может ограниченно или свободно вращаться. Применение эллиптических или некруглых поперечных сечений на границе раздела между муфтой и ближайшим телом представляет собой одно из возможных средств ограничения вращения муфты относительно ближайшего тела. Кроме того, муфтовый элемент может находиться внутри или снаружи ближайшего тела, в зависимости от конкретных характеристик и применения муфтового устройства в нефтегазовом оборудовании.

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

Могут быть выполнены подобные перекомпоновки другого газонефтяного оборудования в пределах области защиты настоящего изобретения для обеспечения использования муфт, которые могут быть покрыты материалами, определенными ранее.

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

Способ нанесения покрытий на такие муфтовые устройства по изобретению включает нанесение подходящего покрытия на часть внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или сочетание этих поверхностей, которые подвергаются трению, износу, коррозии, эрозии и/или образованию отложений. Покрытие наносят по меньшей мере часть на поверхности муфты, открытой для контакта с другой твердой поверхностью или потоком флюида, причем коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15; твердость по Виккерсу покрытия превышает 400; сопротивление износу муфтового устройства с покрытием по меньшей мере в 3 раза превышает сопротивление износу устройства без покрытия, и/или поверхностная энергия покрытия составляет менее 1 Дж/м². Специалист в данной области техники может подобрать из описанных покрытий подходящее покрытие и сконструировать подходящий муфтовый элемент для конкретного применения, позволяющий максимально использовать технические и экономические преимущества изобретения.

В US 12/583292, зарегистрированной 18 августа 2009 г, включенной во всей полноте в данную заявку посредством ссылки, описано применение покрытий с ультранизким трением в оборудовании бурильной колонны для эксплуатации в газонефтяных скважинах. В US 12/583302, зарегистрированной 18 августа 2009 г, включенной во всей полноте в данную заявку посредством ссылки, описано применение покрытий в устройствах для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

Оборудование бурильной колонны представляет собой один из примеров эксплуатационных устройств, где использование покрытий может давать преимущества. Геометрия работающего оборудования бурильной колонны представляет собой один из примеров класса устройств, включающих цилиндрическое тело. В случае бурильной трубы действительное оборудование бурильной колонны представляет собой внутренний цилиндр, находящийся в скользящем контакте с обсадной трубой или открытым стволом скважины, который представляет собой внешний цилиндр. Эти устройства могут иметь разные радиусы и альтернативно могут быть описаны как тела, включающие множество смежных цилиндров с различными радиусами. Как указано ниже, в эксплуатационном оборудовании газонефтяных скважин имеется ряд цилиндрических тел, находящихся либо в скользящем контакте, обусловленном относительным перемещением, или в неподвижном состоянии в контакте с потоками флюидов. Покрытия согласно изобретению можно преимущественно использовать в каждом из указанных случаев для решения соответствующей проблемы; так, решение проблемы включает оценку степени воздействия контакта или потока, создающего трение, износ, эрозию, коррозию и образование отложений, оценку конструкции муфты, наиболее подходящей для конфигурации устройства, и нанесение на муфтовые элементы покрытий, максимально подходящих для изготовления улучшенного муфтового устройства с покрытием для газонефтяного оборудования, с помощью которого можно достичь максимального полезного эффекта.

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

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

Обзор применения муфтовых устройств с покрытием и получаемые преимущества

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

А. Снабженные муфтой с покрытием цилиндрические тела, находящиеся в скользящем контакте вследствие относительного перемещения

Во всех операциях добычи нефти и газа обязательно два цилиндрических тела контактируют друг с другом, и при движении тел друг относительно друга возникает трение и износ. Тела могут включать множество смежных цилиндрических секций, имеющих разные радиусы и размещенных коаксиально или некоаксиально. Конструкция детали может быть адаптирована для размещения муфтового элемента на участке контакта между двумя цилиндрическими телами. Муфтовый элемент может иметь покрытие на меньшей мере по части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или на сочетании этих поверхностей, чтобы снижать трение и износ при контакте. Муфтовый элемент может быть съемным и, при необходимости, впоследствии его можно ремонтировать или заменять подходящим образом.

Например, создание муфтового элемента для замков бурильных труб или спусковой колонны и нанесение покрытий на такие муфтовые элементы может стать эффективным средством снижения контактного трения между бурильной колонной и обсаженной или необсаженной скважиной. Для обсадной трубы, НКТ и колонны насосных штанг, трубное соединение представляет собой муфтовый элемент, который может иметь покрытие, нанесенное на часть внутренней или внешней поверхности или их сочетание. В другом примере применения, в плунжерных устройствах для механизированной эксплуатации скважин, конструкция инструмента может быть модифицирована и включать один или более чем один муфтовый элемент с покрытием, охватывающий максимальный внешний диаметр устройства, для снижения износа и трения при контакте с колонной НКТ.

Ниже приведены примеры подобного применения.

Буровую трубу можно поднимать или опускать, вызывая перемещение в продольном направлении, и можно вращать внутри обсаженной или необсаженной скважины. Сила трения и износ устройств повышаются по мере увеличения наклона скважины, по мере увеличения локальной кривизны ствола скважины, и по мере увеличения контактных нагрузок. Силы трения вызывают высокий крутящий момент и сопротивление трения при бурении, которым должна противодействовать установка и устройства бурильных колонн (см. Фиг. 2). На Фиг. 2А представлен изгиб оборудования 30 бурильной колонны при бурении наклонно направленной или горизонтальной скважины. На Фиг. 2В схематически представлена бурильная труба 32 и бурильный замок 34 с резьбовым соединением 35. На этом изображении показан муфтовый 33 элемент с покрытием, надетый на штифтовое соединение. На Фиг. 2С схематически представлены долото и забойное оборудование 36. На Фиг. 20 для демонстрации контакта, возникающего между двумя цилиндрическими телами, схематически представлена обсадная труба 38 и замок 39 бурильной трубы. Снижающие трение покрытия, нанесенные на муфтовые элементы, согласно изобретению, можно использовать для снижения трения и износа между двумя компонентами, поскольку замок 39 бурильной трубы вращается внутри обсадной трубы 38, а также для снижения крутящего момента, требуемого для поворота замка 39 бурильной трубы при бурении боковых скважин.

Устройства забойного оборудования (30) расположены ниже буровой трубы на оборудовании бурильной колонны и могут подвергаться аналогичному трению и износу, и таким образом, покрытия по изобретению могут обеспечить смягчение таких механических проблем (см. Фиг. 3). В частности, покрытия по изобретению, нанесенные на устройства 30, позволяют снизить трение и износ в местах контакта с открытым стволом скважины и пролить срок службы инструмента. Низкая поверхностная энергия покрытий по изобретению также может также может препятствовать прилипанию осколков формации к инструментам и повышать коррозионную и эрозионную стойкость. Это также может снижать тенденцию к прихвату под действием перепада давлений. На Фиг. 3А схематически представлены фрезы 40, используемые в устройствах забойного оборудования. На Фиг. 3В схематически представлено буровое долото 41 и расширитель 42 ствола скважины, используемые в устройствах забойного оборудования. На Фиг. 3С схематически представлен разбуриватель 44, используемый в устройствах забойного оборудования. На этом чертеже показаны муфтовые элементы 43 с покрытием. На Фиг. 3D схематически представлены стабилизаторы 46, используемые в устройствах забойного оборудования. На Фиг. 3Е схематически представлены переходники 48, используемые в устройствах забойного оборудования.

Буровые колонны работают в составе систем водоотделяющих колонн и могут вызывать износ водоотделяющих колонн в результате буровых работ. Влияние вибраций водоотделяющей колонны вследствие океанических течений может быть ослаблено покрытиями, и обрастание морскими организмами также может быть снижено, что снижает и сопротивление трения, связанное с течениями. На Фиг. 4 представлено использование покрытий по изобретению, нанесенных на внешнюю часть 50 колонны водоотделяющих труб, для снижения трения и вибраций, вызываемых океаническими течениями. Кроме того, нанесение покрытий по изобретению на муфтовые внутренние втулки 52 и другие участки контакта, которые могут быть защищены муфтовыми устройствами с покрытием, может быть использовано для снижения трения и износа. Муфтовые элементы 53 с покрытием, показанные на этом чертеже, адаптированы для использования при соединении водоотделяющих колонн.

Плунжерные подъемники извлекают из скважины воду, перемещаясь вверх-вниз внутри колонны насосно-компрессорных труб. Как внешний диаметр плунжерного подъемника, так и внутренний диаметр НКТ может подвергаться износу, и эффективность плунжерного подъемника снижается по мере изнашивания в результате контактного трения. Снижение трения увеличивает максимальное допустимое отклонение для эксплуатации плунжерного подъемника и увеличивает диапазон применимости данной технологии. Снижение износа как НКТ, так и плунжерного подъемника увеличивает продолжительность работы без технического обслуживания. С точки зрения производственной перспективы, требуется значительное снижение износа внутреннего диаметра НКТ. Более того, нанесение покрытия на внутреннюю поверхность плунжерного подъемника может быть преимущественным. На внешней стороне плунжерного подъемника могут быть закреплены муфтовые элементы с покрытием так, чтобы внешний диаметр муфтовых элементов был практически равен внутреннему диаметру НКТ, где работает устройство, в пределах некоторого допуска, позволяющего плунжеру скользить внутри колонны НКТ. В зависимости от конструкции плунжерного подъемника, эти муфтовые элементы можно заменять на месте эксплуатации и допускать инструмент к дальнейшей эксплуатации. Альтернативно, на полную площадь поверхности устройства плунжерного подъемника может быть нанесено покрытие для снижения трения и износа. В перепускном состоянии подъемника, флюид свободнее протекает через инструмент, если сопротивления потоку снижают благодаря покрытиям на внутренних частях инструмента, что позволяет быстрее выполнять спуск инструмента.

Скользящие муфты заканчивания можно перемещать в осевом направлении, например, путем перемещения гибких НКТ, чтобы передвигать цилиндрическую муфту вверх или вниз относительно корпуса инструмента, который также может иметь цилиндрическую форму. Такие муфты подвержены истиранию, износу, эрозии, коррозии и заеданию в результате воздействия материалов формации и образования минеральных осадков и отложений. Нанесение покрытий на участки муфтовых элементов обеспечивает их перемещение внутри системы скользящих муфт и исключает заедание скользящих муфтовых устройств в процессе перемещения.

Насосные штанги и трубы Corod™ используют в качалках глубинных насосов для нагнетания нефти на поверхность в скважинах с низким давлением, и их также можно использовать для откачивания воды из газовых скважин. Поскольку штанги постоянно перемещаются относительно насосно-компрессорных колонн, движение сопровождается непрерывным трением и износом. Уменьшение трения позволяет применять станки-качалки меньших размеров и снижать энергетические затраты на операции перекачивания в скважине (см. Фиг. 5). На Фиг. 5А показаны муфты с покрытием по изобретению, которые можно использовать на участках контакта штанговых перекачивающих устройств, неограничивающие примеры которых включают: соединительные втулки насосных штанг, которые представляют собой муфтовые устройства, присоединенные к насосной штанге 62, направляющую 60 насосной штанги, насосную штангу 62, пакер 64 для НКТ, глубинный скважинный насос 66 и перфорационные устройства 68. На Фиг. 5В показано применение покрытий по изобретению, которые могут быть нанесены на серьгу 70 полированного штока и полированный шток 72 для получения гладких долговечных поверхностей и герметичных уплотнений. Муфтовый элемент 71 с покрытием установлен на герметизирующем устройстве насосной штанги и обеспечивает герметичное уплотнение с низким коэффициентом трения. На Фиг. 5С схематически представлена насосная штанга 62, где покрытия по изобретению можно использовать для предотвращения истирания и износа резьбовых соединений 74. Соединительная втулка 73 может представлять собой муфтовый элемент с покрытием или может иметь конструкцию, позволяющую использовать ее совместно с внешней муфтой, имеющей покрытие, для получения долговечной, обладающей низким коэффициентом трения поверхности контакта с колонной НКТ, в которой она совершает возвратно-поступательные движения.

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

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

Линии управления и трубопроводы могут быть покрыты изнутри для снижения сопротивления потоку и повышения коррозионной/эрозионной стойкости. Спуск стекловолокна по трубопроводам и поворотным переводникам, имеющим внутреннее покрытие, может осуществляться при пониженном сопротивлении.

Инструменты, работающие в стволах скважин, обычно представляют собой цилиндрические тела или тела, состоящие из смежных цилиндров различного радиуса, которые эксплуатируют в обсадной трубе, НКТ и необсаженной скважине, либо на тросе, либо на жестко закрепленной трубе. Сопротивление трения возрастает по мере увеличения наклона ствола скважины или увеличения местного изгиба ствола скважины, что делает эксплуатацию таких инструментов на тросах ненадежным. Муфтовые устройства с покрытием на поверхностях контакта могут обеспечить надежную эксплуатацию таких инструментов на тросах при более высоких углах наклона или уменьшить усилие, требуемое для спуска инструментов по горизонтальной скважине с использованием гибких НКТ, тягачей или закачивающих устройств. Перечень таких инструментов включает, но не ограничен перечисленным, каротажный инструмент, скважинные перфораторы и пакеры (см. Фиг. 6). Как показано на Фиг. 6А, покрытия, рассматриваемые в настоящем описании, могут быть нанесены для снижения трения и износа при спуске в необсаженную скважину 82 или обсаженную скважину (не показана) на внешние поверхности кавернометров 80. На детали максимального диаметра 83 можно устанавливать муфты с покрытием, имеющим низкий коэффициент трения, позволяющие вводить инструмент в скважину с меньшим сопротивлением и износом. Как показано на Фиг. 6В, покрытия по изобретению можно наносить на внешние муфтовые поверхности 85 акустических каротажных зондов 84, неограничивающие примеры которых включают передатчик 86 сигнала и приемник 88 сигнала, для снижения трения и износа при контакте с обсадной трубой 90 или в необсаженной скважине. Как показано на Фиг. 6С и 6D, покрытия по изобретению можно наносить на внешние, снабженные муфтами с покрытием поверхности 93 пакерного инструмента 92 и на муфты 95 перфоратора 94 для снижения трения и износа при контакте с необсаженной скважиной. Низкая поверхностная энергия покрытий препятствует прилипанию фрагментов формации к инструментам и повышает их коррозионную и эрозионную стойкость.

Трос представляет собой тонкое цилиндрическое тело, эксплуатируемое внутри обсадной трубы, НКТ и необсаженной скважины. При более подробном рассмотрении, каждая жила троса представляет собой цилиндр, а перекрученные жилы образуют пучок некоаксиальных цилиндров, которые совместно составляют цилиндрический трос. На участках контакта троса со стволом скважины возникают силы трения и, таким образом, нанесение на трос покрытия с низким коэффициентом трения снижает трение и износ в условиях эксплуатации. Покрытия с низким коэффициентом трения могут улучшать характеристики плетеных тросов, многожильных, одножильных тросов и тросовых канатов (см. Фиг. 7). Как показано на Фиг. 7А, покрытия по изобретению можно наносить на талевый канат 100 путем нанесения его на провод 102, отдельные жилы 104 провода или пучок 106 жил. Для спуска и подъема каротажных инструментов на талевом канате 100 в обсаженную скважину, НКТ и необсаженную скважину можно использовать шкив 108, показанный на Фиг. 7В. На участках ролика и подшипников, подвергающихся нагрузкам и износу, обусловленному трением, шкив может включать муфты с покрытием.

Центраторы обсадной колонны и контактные кольца для скважинного инструмента представляют собой муфтовые устройства, на которые может быть нанесено покрытие для снижения сопротивления трения при размещении таких устройств в стволе скважины и обеспечения перемещения в стволе скважины, в частности больших углах наклона ствола скважины.

Б. По существу стационарные цилиндрические тела с покрытиями

Муфтовые детали с покрытием часто устанавливают на различных внешних, внутренних, или внешних и внутренних участках цилиндрических тел (например, труб или модифицированных труб), в основном, для снижения эрозии, коррозии и повышения сопротивления износу, а также для снижения трения при действии текучей среды. Цилиндрические тела могут быть коаксиальными, смежными, некоаксиальными, несмежными или включать любое сочетание указанных конструкций, а муфты могут быть установлены вблизи внутренней или внешней поверхности цилиндрического тела. В этих областях применений цилиндрические устройства, снабженные муфтами с покрытием, могут быть по существу стационарными в течение длительного времени; хотя вторичным преимуществом применения муфт с покрытием является снижение истирающих нагрузок, возникающих во время установки эксплуатационных устройств.

Примерный перечень таких областей применения приведен ниже

Перфорированные опорные трубы, опорные трубы с прорезями или опорные трубы для противопесочных фильтров, предназначенные для предотвращения поступления песка в скважину, часто подвергаются эрозии и коррозии при проведении операций заканчивания и обработки для интенсификации притока (например, гравийной набивки или гидроразрыва с применением расклинивающего материала), а также во время эксплуатации скважины. Например, покрытие согласно изобретению позволяет обеспечить больший внутренний диаметр для потока и снизить перепад давления текучей среды по сравнению с относительно более толстыми полимерными покрытиями. В другом примере коррозионные флюиды могут воздействовать на материалы, с течением времени вызывая потери материала. Кроме того, высокопродуктивные пластовые интервалы могут обеспечивать скорости флюидов, достаточно высокие, чтобы вызывать эрозию. Эти флюиды также могут нести твердые частицы, например, мелочь или пластовый песок, которые могут повреждать устройства заканчивания. Кроме того, на оборудовании заканчивания, например, опорных трубах, могут образовываться отложения асфальтенов, парафинов, минеральных осадков и гидратов. В этих случаях покрытия могут обеспечить преимущества снижения трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений (см. Фиг. 8). Некоторые покрытия для сетчатых фильтров описаны в US 6742586 В2. Использование муфтовых устройств с покрытием в этом документе облегчает установку устройств, предотвращающих поступление песка в скважину, благодаря снижению трения и износа. Муфтовые устройства с покрытием также можно использовать в качестве «предохранительных патрубков», когда можно ожидать, что высокие скорости песка и частиц расклинивающего материала снизят срок службы материалов противопесочного фильтра.

Для уменьшения эрозии и сопротивления потоку можно наносить покрытие на внутренние, внешние или обе поверхности промывочных труб, ответвляющих труб и специального инструмента, используемых для гравийной набивки. Через такие устройства с высокой скоростью прокачивают флюиды, несущие твердые частицы, используемые для гравийной набивки. На конкретных участках таких инструментов можно использовать муфтовые устройства для защиты основного корпуса устройства от эрозии под действием песка и расклинивающего материала.

На предохранительные патрубки может быть нанесено покрытие для более высокого сопротивления эрозии, возникающей от ударного воздействия флюидов и твердых частиц, движущихся с высокой скоростью. Муфтовые устройства с покрытием можно преимущественно использовать на определенных участках предохранительных патрубков, где ожидается наибольший износ.

Для уменьшения трения и повышения сопротивления коррозии и эрозии, на тонкие металлические сетки можно наносить покрытие. Покрытие может быть нанесено на отдельные цилиндрические жилы перед плетением или на всю сетку после плетения, или использованы оба этих способа, или их сочетание. Сетчатый фильтр можно рассматривать как тело, состоящее из множества цилиндров. Для создания покрытия на всей поверхности провода, жилы провода можно протягивать через устройство для нанесения покрытия. Неограничивающие примеры устройств, на которые наносят покрытия, включают противопесочные сетчатые фильтры, расположенные внутри интервалов заканчивания, сетчатые фильтры заканчивания Mazeflo, спеченные сетчатые фильтры, проволочные фильтры, вибросита для контроля содержания твердой фазы и другие фильтры, используемые в устройствах для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Покрытие может быть нанесено по меньшей мере на часть фильтрующего средства, опорную трубу фильтра или на обе эти детали (см. Фиг. 8). На Фиг. 8 представлен пример применения покрытий по изобретению, нанесенных на сетчатые фильтры и опорную трубу. В частности, покрытия по изобретению можно наносить на щелевой хвостовик 110 из фильтров, а также на опорную трубу 112, как показано на Фиг. 8А и 8В, для предотвращения эрозии, коррозии и образования отложений. На увеличенном фрагменте на Фиг. 8А показан муфтовый элемент 111 с покрытием, надеваемый на фильтр, позволяющий фильтру скользить к забою скважины при пониженном сопротивлении трения. Покрытия по изобретению также могут быть нанесены на сетки вибрационного сита 114 оборудования для контроля содержания твердой фазы, показанного на Фиг. 8С. Муфтовые устройства с покрытием можно использовать различными способами в описанных устройствах, для снижения трения при контакте со стволом скважины во время монтажа и для снижения эрозионных повреждений, обусловленных воздействием песка и расклинивающего материала при стимуляции и во время добычи, в определенных участках, где установлены муфты.

Муфтовые устройства с покрытием позволяют предъявлять пониженные требования к твердости материалов и снижать воздействие коррозии и эрозии на определенные устройства и детали, что позволяет использовать более дешевые материалы в качестве заместителей стеллита, карбида вольфрама, MP35N, высоколегированных сплавов и других дорогостоящих материалов, выбираемых для этой цели.

В. Пластины, диски и детали сложной геометрической формы

Многие используемые муфтовые устройства с покрытием можно рассматривать как нецилиндрические тела, например, пластины и диски или тела более сложной геометрической формы. Один из примеров применения диска представляет собой шайбу, которая может иметь покрытие на одной или обеих сторонах для снижения трения во время эксплуатации устройства. Преимущества покрытия могут быть получены благодаря снижению трения скользящего контакта и износа при перемещении относительно других устройств или в возможном снижении эрозии, коррозии и образования отложений при взаимодействии с потоками флюидов, или во многих случаях, при сочетании указанных эффектов. В случаях, описанных ниже, применение покрытий имеет преимущества.

Ниже приведены примеры подобного применения

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

Гнезда, ниппели, клапаны, боковые карманах, сердечники, клиновые плашки пакеров, затворы пакеров и т.д. можно преимущественно снабжать муфтами и шайбами, имеющими покрытия с низким коэффициентом трения

Внутрискважинные клапаны-отсекатели применяют для регулирования потоков в случае возможной потери локализации разливов на поверхности. Такие клапаны обычно используют в морских скважинах для повышения надежности эксплуатации, и их наличие часто требуется правилами эксплуатации. Повышение надежности и эффективности внутрискважинных клапанов-отсекателей способствует повышению надежности эксплуатации и может позволить избежать дорогостоящих ремонтных работ, если испытания клапана оказались неудачными. По этим причинам, повышение герметичности, сопротивления эрозии, коррозии и образованию отложений, снижение трения и износа подвижных деталей клапанов чрезвычайно желательно. Применение муфт и шайб с покрытием во внутрискважинных клапанах-отсекателях может повысить их надежность и привести к получению полезных эффектов, описанных выше.

Газлифтные клапаны и клапаны для ввода химических веществ обычно используют в колонах НКТ для обеспечения введения флюидов, и нанесение покрытий на части этих устройств позволяет улучшить их характеристики. Газлифт используют для снижения гидростатического напора и увеличения притока из скважины, а химические вещества вводят, например, для снижения образования в скважине гидратов или минеральных отложений, которые препятствуют потоку. Применение муфт и шайб с покрытием в газлифтах и клапанах для ввода химических веществ позволит улучшить их работоспособность и получить преимущества, описанные выше.

На внутренние поверхности патрубков, тройников и соединительных втулок могут быть нанесены покрытия для снижения трения флюидов и предотвращения образования минеральных отложений и осадков. Муфтовые устройства с покрытием могут быть установлены на указанные устройства в определенных участках, где высока вероятность эрозии, например, на сгибах, местах соединения, в тройниках и на других участках смешивания флюидов и воздействия на стенки захваченных твердых частиц.

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

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

Муфтовые устройства с покрытием могут быть включены в динамические уплотнители металл-металл для повышения эффективности или с целью замены эластомерных материалов в уплотнительных узлах, совершающих возвратно-поступательное и/или вращательное движение.

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

Рабочие колеса и статоры оборудования ротационного насоса могут включать муфтовые устройства с покрытием, повышающие сопротивление эрозии и износу и повышающие долговечность оборудования, если в потоке могут находиться мелкие твердые частицы. Такие устройства включают погружные насосы.

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

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

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

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

Г. Резьбовые соединения

Высокопрочные материалы труб и специальные сплавы в нефтепромысловых областях могут подвергаться истиранию, и на резьбовые соединения преимущественно можно наносить покрытие, чтобы снизить трение и увеличить твердость поверхности в ходе сборки соединений и обеспечения повторного использования трубы и соединений без восстановления резьбы. Покрытия позволяют улучшать герметизирующие характеристики соединений, то есть использовать более высокие контактные напряжения, и снижать риск истирания резьбы.

На снабженные резьбой штифты и/или коробки обсадных труб, НКТ, бурильных труб, утяжеленных бурильных труб, спусковых колонн, поверхностных промысловых трубопроводов, трубопроводов для обработки с целью интенсификации притока, резьбы, применяемые для соединения скважинного инструмента, морских водоотделяющих колонн и другие резьбовые соединения, входящие в состав эксплуатационного оборудования, можно наносить покрытия с низким коэффициентом трения по изобретению. Покрытие можно наносить отдельно на резьбу, или в сочетании с известными технологиями получения соединений с облегченным завинчиванием и повышенным сопротивлением к истиранию, которые включают дробеструйную очистку и холодную прокатку и возможно, но менее вероятно, обработку резьбы химикатами или лазерную очистку (см. Фиг. 12). Как показано на Фиг. 12А, на штифт 150 и/или коробку 152 может быть нанесено покрытие по изобретению. Как показано на Фиг. 12В, на резьбу 154 и/или упорный уступ 156 может быть нанесено покрытие по изобретению. На соединительном штифте изображены муфтовые элементы 153 с покрытием. Как показано на Фиг. 12С, на резьбовые соединения (не показаны) труб 158, имеющих резьбу, могут быть нанесены покрытия по изобретению. Как показано на Фиг. 12D, истирание 159 резьбы 154 могло бы быть предотвращено путем использования покрытия по изобретению. В этом случае покрытия могут быть нанесены на один или более комплектов резьбового соединения.

Д. Пример конфигурации протектора для применения при бурении

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

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

Понятно, что при бурении с муфтовой системой, имеющей резьбу, описанную в US 7028788, резьба будет подвергаться действию среды, окружающей буровую трубу, пласта и буровых растворов. Это может приводить к повреждению резьбы или засорению витков резьбы материалом пласта. Кроме того, нарезка резьбы как для муфты, так и для штифта приводит к дополнительным производственным и ремонтным затратам. При повреждении резьбы муфты или штифтового соединения, перед повторным введением в эксплуатацию соответствующая деталь оборудования должна быть отремонтирована.

Одним из примерных альтернативных способов является применение конфигурации «соединение штифтом вверх», как показано на Фиг. 13С. С помощью штифта 179, обращенного вверх, муфту 181 можно помещать непосредственно поверх штифта при выполнении соединения, и при разъеме соединения муфта остается на месте. На чертеже вектор 180 силы тяжести направлен вниз. При необходимости предотвратить свободное вращение муфты относительно буровой трубы и если не используют альтернативные средства присоединения муфты, тогда одним из средств предотвращения вращения муфты является использование шпонки или паза, или возможно обеспечение эллиптического профиля внутреннего сечения муфты и сечение соответствующей формы штифтового соединения.

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

Изобретение включает альтернативные средства присоединения муфт к замкам бурильных труб с использованием штифтового соединения, муфтового соединения или других совмещенных участков буровых труб, не противоречащие основной концепции применения при бурении муфтовых элементов с покрытием, включающим усовершенствованные материалы с низким коэффициентом трения.

Условия бурения, применение и преимущества

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

Глубокие скважины для разведки и добычи нефти и газа бурят с помощью системы вращательного бурения, которая позволяет создать ствол скважины с помощью породоразрушающего бурового инструмента, бурового долота. Крутящий момент долота часто генерируется на поверхности двигателем с механической коробкой передач. Посредством трансмиссии, двигатель приводит в действие роторный стол или установку верхнего привода. Средство для передачи энергии от поверхности к буровому долоту представляет собой бурильную колонну, в основном состоящую из бурильных труб. Нижняя часть бурильной колонны представляет собой забойное оборудование (сокращенно обозначаемое здесь 30), состоящее из долота, утяжеленных бурильных труб, стабилизаторов, измерительных приборов, основания скважины, двигателей и других устройств, известных специалистам в данной области техники. Сочетание бурильной колонны и забойного оборудования здесь называют оборудованием бурильной колонны. Альтернативно, гибкие НКТ трубы могут заменять бурильную колонну, и сочетание гибких НКТ и забойного оборудования также здесь называют оборудованием бурильной колонны. В еще одной конфигурации, режущие элементы вблизи нижнего конца обсадной трубы составляют систему «бурения обсадными трубами». Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению значительно улучшают работу скважинного бурового оборудования.

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

Окружающие породы для глубокого бурения, особенно пластов крепких пород, вызывают интенсивные вибрации оборудования бурильной колоны, что может приводить к снижению скорости проникновения бурового долота и преждевременному отказу внутрискважинного оборудования. Оборудование бурильной колонны испытывает осевые, вращательные и боковые вибрации или, как правило, сочетание перечисленных трех основных видов вибрации, то есть, испытывает связанные колебания. Использование муфтовых устройств с покрытием по изобретению может обеспечить снижение снизить крутящий момент при бурении, а также обеспечить сопротивление неустойчивости крутильной вибрации, включая скачкообразную вибрационную дисфункцию бурильной колонны и забойного оборудования. Снижение крутящего момента бурильной колоны может позволить нефтедобывающей компании, ведущей буровые работы, бурить скважины при более высокой скорости проникновения (СП), чем когда используют традиционное буровое оборудование. Муфтовые устройства с покрытием в бурильной колонне по изобретению позволяют предотвратить или замедлить скручивание, включая спиральное скручивание, и позволяет предотвратить связанные с вибрацией отказы оборудования бурильной колонны и связанное с этим непродуктивное время бурильных работ.

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

Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению могут быть использованы в оборудовании бурильной колонны с внутрискважинной температурой от -7 до 204°C (от 20 до 400°F) с нижним пределом -7, 4, 16, 27 или 38°C (20, 40, 60, 80 или 100°F) и верхним пределом 66, 93, 121, 149, 177 или 204°C (150, 200, 250, 300, 350 или 400°F). При вращательном бурении скорости вращательного бурения могут составлять от 0 до 200 об/мин с нижним пределом 0, 10, 20, 30, 40 или 50 об/мин и верхним пределом 100, 120, 140, 160, 180 или 200 об/мин. Кроме того, при вращательном бурении давление бурового раствора может составлять от 97 кПа до 138 МПа (от 14 фунт/кв. дюйм до 20000 фунт/кв. дюйм) с нижним пределом 0,097; 0,7; 1,4; 2,1; 2,8; 3,5 или 6,9 МПа (14, 100, 200, 300, 400, 500 или 1000 фунт/кв. дюйм) и верхним пределом 34,5; 68,9; 103,4 или 137,9 МПа (5000, 10000, 15000 или 20000 фунт/кв. дюйм).

В одном воплощений муфтовые устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах по настоящему изобретению с покрытием по меньшей мере части открытой внешней поверхности обеспечивают по меньшей мере в 2 раза, или в 3 раза, или в 4 раза, или 5 раз большую износостойкость, чем устройство без покрытия. Кроме того, использование муфтового для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению с покрытием по меньшей мере на части поверхности в оборудовании бурильной колонны позволяет снижать износ обсадной трубы по сравнению с использованием для вращательного бурения оборудования бурильной колонны, не имеющего покрытий. Кроме того, муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению, при их использовании с покрытием по меньшей мере части поверхности в оборудовании бурильной колонны для вращательного бурения, обеспечивают снижение износа обсадной трубы по меньшей мере в 2 раза, или в 3 раза, или в 4 раза, или 5 раз по сравнению с бурильной трубой без покрытия.

Покрытия на оборудовании бурильной трубы по изобретению также могут устранить или уменьшить ослабление скорости от коэффициента трения. Более конкретно, системы вращательного бурения, используемые для бурения стволов глубоких скважин для добычи углеводородов, часто испытывают сильные крутильные вибрации, вызывающие нестабильности, называемые вибрациями «прилипания-проскальзывания», которые включают (i) прилипание фаз к долоту или ЗО, вызывающее их замедление вплоть до полной остановки (относительная скорость сдвига равна нулю), и (ii) проскальзывание фаз, при котором относительная скорость сдвига оборудования в глубине скважины быстро возрастает до значений, сильно превышающих скорость вращения (об/мин), установленную на поверхности буровой установки. Эта проблема особенно серьезно отражается на лопастном долоте, которое включает зафиксированные лопасти или резаки, установленные на поверхности корпуса наконечника. Нелинейная зависимость основного закона трения приводит к нестабильному поведению при трении скольжения в стационарном режиме под действием вибраций прилипания-проскальзывания. Это приводит к серьезным проблемам.

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

В интервалах, в основном содержащих сланцевые формации, возникает другая проблема бурения. При налипании осколков сланца на режущие поверхности долота под действием разности давлений флюида, может возникнуть «зашламование долота», которое сильно снижает эффективность бурения и механическую скорость проходки. Прилипание осколков сланца на устройства ЗО, например, стабилизаторы, приводит к снижению эффективности бурения. Применение более дешевых и экологически приемлемых буровых растворов на водной основе, лишь обостряет указанную проблему.

Вибрации при бурении и налипание породы на долото являются двумя наиболее общими причинами неэффективности бурения. Эта неэффективность проявляется в виде ограничений механической скорости проходки или «провальных точек», где скорость проходки возрастает нелинейно при возрастании массы на долоте (сокращенно обозначаемой МНД) и количества оборотов наконечника в минуту (сокращенно обозначаемых об/мин), а не согласно механическим расчетам. Это ограничение схематически показано на Фиг. 14. В технологии бурения признано, что вибрации бурильной колонны и налипание породы на долото являются двумя самыми серьезными проблемами, ограничивающими скорость проходки. Для снижения воздействий, ограничивающих скорость проходки, в оборудование бурильной колонны могут быть введены муфтовые устройства с покрытием по изобретению.

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

Более того, муфтовые устройства с покрытием по изобретению, используемые в оборудовании бурильных колонн, позволяют одновременно снижать трение контакта, уменьшать зашламование и снижать износ, но при этом не ухудшают долговечность и механическую целостность обсадной трубы. Таким образом, муфтовые устройства с покрытием по изобретению не вредят обсадке, то есть срок службы или функциональность обсадки не снижаются. На покрытия согласно настоящему изобретению по существу или совсем не влияет ослабление скорости при трении. Таким образом, оборудование бурильных штанг, имеющее муфтовые устройства с покрытием по изобретению, включает поверхности с низким коэффициентом трения, которые смягчают вибрации прилипания-проскальзывания и уменьшают паразитный крутящий момент, т.е. облегчают бурение с чрезвычайно расширенным радиусом охвата.

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

Примеры воплощений муфтовых устройств с покрытием

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

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

В одном из примеров воплощения, муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает одно или более чем одно цилиндрическое тело, одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и покрытие по меньшей мере на части внешней поверхности муфты, внутренней поверхности муфты или сочетании этих поверхностей одной или более чем одной муфты, где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

В другом примере воплощения, устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает устройство для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более чем одно тело, при условии, что одно или более чем одно тело не включает буровое долото, одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более чем одного тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний.

Коэффициент трения покрытия может составлять не более 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 = Нормальная сила × Коэффициент трения. В другой воплощении муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах может иметь коэффициент динамического трения покрытия не менее 50%, или 60%, или 70%, или 80%, или 90% от статического коэффициента трения покрытия. В еще одном воплощении муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах может иметь динамический коэффициент трения покрытия, который больше или равен коэффициенту статического трения покрытия.

Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах может быть выполнено из сталей на основе железа, сплавов на основе AL, сплавов на основе Ni и сплавов на основе Ti. Тип стали 4142 является одним из неограничивающих примеров стали на основе железа, используемой для муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Поверхность основы из стали на основе железа можно, при необходимости, подвергать предварительной обработке перед нанесением покрытия. Предварительная обработка поверхности может обеспечивать одно или более из следующих преимуществ: повышенную долговечность, улучшенную износостойкость, пониженный коэффициент трения, улучшенные усталостные и коррозионные характеристики слоя(ев) покрытия. Неограничивающие примеры предварительной обработки поверхности включают ионную имплантацию, азотирование, цементацию, дробеструйное упрочнение, лазерное и электронно-лучевое полирование, лазерный наклеп и их сочетания. Такая поверхностная обработка придает твердость поверхности основы благодаря введению дополнительных веществ и/или созданию глубокого остаточного напряжения, препятствующего росту трещин из-за усталости, ударов и повреждений износа.

Покрытие для муфтовых устройств с покрытием по изобретению может быть выбрано из аморфного сплава, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний. Материал на основе алмаза может представлять собой композит на основе алмаза, полученного химическим осаждением из паровой фазы (ХПО), или поликристаллического алмаза. В одном из преимущественных воплощений, устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах обеспечено покрытием из алмазоподобного углерода (АПУ), и более конкретно, АПУ покрытия может быть выбран из тетраэдрического аморфного углерода (ta-C), тетраэдрического аморфного гидрированного углерода (ta-C:H), гидрированного алмазоподобного углерода (АПУГ), гидрированного полимероподобного углерода (ППУГ), гидрированного графитоподобного углерода (ГПУГ), кремнийсодержащего алмазоподобного углерода (Si-АПУ), металлсодержащего алмазоподобного углерода (Ме-АПУ), кислородсодержащего алмазоподобного углерода (О-АПУ), азотсодержащего алмазоподобного углерода (N-АПУ), борсодержащего алмазоподобного углерода (В-АПУ), фторсодержащего алмазоподобного углерода (F-АПУ) и их сочетаний.

Значительное снижение коэффициента трения (КТ) муфтового устройства с нанесенным покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах приводит к значительному снижению силы трения. То есть, если устройство представляет собой оборудование бурильной колонны с покрытием, при скольжении выбуренной породы вдоль поверхности развивается меньшая сила трения. Если сила трения достаточно низкая, возможно увеличить подвижность выбуренной породы вдоль поверхности, в результате чего зерна породы могут отрываться от поверхности оборудования бурильной колонны или перемещаться в кольцевое пространство. Кроме того, увеличение подвижности выбуренной породы по поверхности может препятствовать прилипанию зерен породы под действием разности давления между раствором и границей раздела «прижатые раствором зерна порода - режущая поверхность». Нанесение на поверхности устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах покрытий согласно изобретению позволяет снижать КТР на этих поверхностях. Такие покрытия, нанесенные на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах, могут выдерживать воздействие агрессивной среды буровых скважин, благодаря высокому сопротивлению эрозии, коррозии, ударным нагрузкам и действию высоких температур.

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

Муфтовые устройства с покрытием для скважиной добычи нефти и газа, снабженные покрытиями согласно изобретению 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. При подземном вращательном бурении, это способствует снижению прилипания или налипания частиц выбуренной породы. Краевой угол смачивания также можно использовать для количественного выражения поверхностной энергии покрытий на муфтовых устройствах для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению. Угол смачивания водой для покрытий по изобретению составляет более 50, 60, 70, 80 или 90°.

Ниже описаны дополнительные признаки, касающиеся покрытий по изобретению, используемых в муфтовых устройствах с покрытием для эксплуатации в газонефтяной скважине.

Аморфные сплавы

Применение аморфных сплавов в качестве покрытий для муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению обеспечивает достижение высокого предела упругости/текучести при относительно высокой твердости. Такие свойства материалов позволяют им оставаться более эластичными даже в условиях высоких напряжений/нагрузок, в отличие от кристаллических материалов, таких как стали, используемые для изготовления компоновок бурильных колонн. Зависимости деформации от напряжения для аморфных сплавов в качестве покрытий муфтовых устройств и для традиционных кристаллических сплавов/сталей показаны на Фиг. 16, из которого очевидно, что традиционные кристаллические сплавы/стали легко подвергаются пластической деформации при относительно низких деформациях/напряжениях, по сравнению с аморфными сплавами. Преждевременная пластическая деформация на контактирующих поверхностях приводит к образованию на поверхности выступов и, следовательно, сильному зацеплению выступов и повышению КТ у кристаллических металлов. Высокий предел эластичности аморфных металлических сплавов или аморфных материалов в общем позволяет снизить образование выступов, что также приводит к значительному улучшению износостойкости. Аморфные сплавы в качестве покрытий для муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах приводят к снижению образование выступов в ходе операций добычи и тем самым понизить КТ устройства.

Аморфные сплавы в качестве покрытий для муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах можно осаждать с использованием различных технологических приемов для нанесения покрытий, включающих, но не ограниченных перечисленным, термическое напыление, холодное напыление, наплавку, оплавление поверхности лазерным лучом, ионную имплантацию и осаждение из паровой фазы. При использовании сканирующего лазерного луча или электронного пучка, поверхность можно оплавлять и быстро охлаждать с получением аморфного поверхностного слоя. При оплавлении, преимуществом может быть модифицирование состава поверхности для обеспечения хорошей стеклообразующей способности и для увеличения твердости и износостойкости. Это можно осуществлять легированием расплавленного участка поверхности при сканировании источника нагревания. Твердосплавные покрытия также можно наносить термическим напылением, включая плазменное напыление на воздухе или в вакууме. Более тонкие и полностью аморфные покрытия можно наносить на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах способами тонкопленочного осаждения, неограничивающие примеры которых включают: распыление, химическое осаждение из паровой фазы (ХПО) и электроосаждение. Некоторые составы аморфных сплавов согласно настоящему изобретению, например, имеющие эквиатомную стехиометрию (например, Ni-Ti), могут быть переведены в аморфное состояние под действием сильных пластических деформаций, например, при дробеструйном наклепе или нагартовке, включающей лазерную нагартовку. Нанесение на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах покрытий из аморфных сплавов согласно настоящему изобретению позволяет получать прекрасный баланс износостойкости и характеристик трения, но рассмотренная методика требует достаточной стеклообразующей способности.

Покрытия из Ni-P композитов

Покрытия из нанесенных химическим и электролитическим способом композитов на основе никеля-фосфора (Ni-P), применяемые в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению могут быть получены соосаждением инертных частиц на металлическую матрицу из электролитической ванны или ванны для химического восстановления. Покрытие из композита на основе Ni-P обеспечивает превосходную адгезию к большинству основ из металлов и сплавов. Конечные свойства данных покрытий зависят от содержания фосфора в Ni-P матрице, которое определяет структуру покрытий, и от таких характеристик внедренных частиц, как тип, форма и размер. Ni-P покрытия с низким содержанием фосфора представляют собой кристаллический Ni, перенасыщенный Р. При повышении содержания Р, возрастает деформация кристаллической решетки никеля, и размеры кристаллитов уменьшаются. При содержании фосфора более 12 масс. %, или 13 масс. %, или 14 масс. %, или 15 масс. %, покрытия имеют преимущественно аморфную структуру. Отжиг аморфных Ni-P покрытий может привести к переходу аморфной структуры в предпочтительное кристаллическое состояние. Такая кристаллизация может увеличивать твердость, но ухудшать коррозионную стойкость. Чем больше содержание фосфора в сплаве, тем медленнее процесс кристаллизации. Это расширяет диапазон аморфного состояния покрытия. Покрытия из Ni-P композита могут включать другие металлические элементы, неограничивающие примеры которых включают вольфрам (W), молибден (Mo), чтобы дополнительно улучшить свойства покрытий. Покрытие из композита на основе никель-фосфора (Ni-P) по настоящему изобретению может включать частицы микронных и субмикронных размеров. Неограничивающие примеры частиц включают: алмазы, нанотрубки, карбиды, нитриды, бориды, оксиды и их сочетания. Другие неограничивающие примеры частиц включают полимеры (например, фторполимеры) и твердые металлы.

Слоистые материалы и новые слои композиционных покрытий на основе фуллеренов

Слоистые материалы, такие как графит, MoS₂ и WS₂ (пластины 2Н политипа) можно использовать в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Кроме того, слои композиционных покрытий на основе фуллеренов, которые включают фуллереноподобные наночастицы, также можно использовать в качестве покрытий устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах. По сравнению с обычными металлами, фуллереноподобные наночастицы обладают улучшенными трибологическими свойствами и не имеют недостатков традиционных слоистых материалов (например, графита, MoS₂). Почти сферические фуллерены также могут служить в качестве наномерных шарикоподшипников. Основное преимущество полых фуллереноподобных наночастиц обусловлено следующими тремя эффектами: (а) трение качения, (б) наночастицы фуллерена действуют как разделительные элементы, которые устраняют контакт металла с металлом на выступах двух сопряженных металлических поверхностей и (в) материальный перенос между тремя телами. Скольжение/качение фуллереноподобных наночастиц на границе раздела между трущимися поверхностями может быть основным механизмом трения при низких нагрузках, когда сохраняется форма наночастиц. Преимущественный эффект фуллереноподобных наночастиц возрастает с увеличением нагрузки. Было обнаружено, что при высоких контактных нагрузках (~1 ГПа) происходит отшелушивание внешних слоев фуллереноподобных наночастиц. По-видимому, основным механизмом трения при высоких контактных нагрузках является перенос расслоенных фуллереноподобных наночастиц. Механические и трибологические свойства фуллереноподобных наночастиц при высоких контактных нагрузках могут быть использованы при введении таких частиц в связующие фазы слоев покрытия. Кроме того, композиционные покрытия, включающие фуллереноподобные наночастицы в металлической связующей фазе (например, нанесенном химическим способом Ni-P покрытии), могут образовывать самосмазывающую пленку с улучшенными антиадгезионными характеристиками, подходящую для покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах.

Улучшенные керметы на основе боридов и композиты с металлической матрицей

Улучшенные керметы на основе боридов и композиты с металлической матрицей в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах можно получать на объемных материалах путем воздействия высоких температур посредством термообработки или посредством первоначального нагрева в ходе эксплуатационного износа. Например, в керметах на основе боридов (например, TiB₂-металл) поверхностный слой обычно обогащен оксидом бора (например, B₂O₃), который улучшает смазочные свойства и приводит к низкому коэффициенту трения.

Квазикристаллические материалы

Квазикристаллические материалы можно использовать в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Квазикристаллические материалы имеют периодическое атомное строение, но не обладают 3-D симметрией, характерной для обычных кристаллических материалов. Благодаря своему кристаллографическому строению, в большинстве случаев икосаэдрическому или декагональному, квазикристаллические материалы с заданными химическими свойствами имеют уникальное сочетание свойств, включающее низкую поверхностную энергию, благоприятную для материалов покрытий устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Благодаря низкой поверхностной энергии (~30 мДж/м²), квазикристаллические материалы придают антиадгезионные свойства поверхностям основ из нержавеющей стали, имеющим икосаэдрическую структуру сплавов Al-Cu-Fe. Нанесение покрытия, включающего слои из квазикристаллических материалов, на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах обеспечивает сочетание низкого коэффициента трения (~0,05 по данным склероскопических испытаний с алмазным наконечником в сухом воздухе) и относительно высокой микротвердости (твердость по Виккерсу 400-600), обусловливающей высокое сопротивление износу. Нанесение покрытия, включающего слои из квазикристаллических материалов, на устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах также позволяет получать поверхности с высоким сопротивлением коррозии, и покрытие имеет гладкую и плоскую поверхность с низкой поверхностной энергией, улучшающей характеристики устройств. Квазикристаллические материалы можно осаждать на металлическую основу различными способами нанесения покрытий, неограничивающие примеры которых включают термическое напыление, осаждение из паровой фазы, лазерное плакирование, наплавку и электролитическое осаждение.

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

Сверхтвердые материалы, такие как алмаз, алмазоподобный углерод (АПУ), кубический нитрид бора (КНБ) можно использовать в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяной скважине. Алмаз является самым твердым материалом, известным человеку, и при определенных условиях может давать сверхнизкий коэффициент трения, когда его осаждают с помощью химического осаждения из паровой фазы (сокращенно ХПО) на муфтовый элемент. В одном воплощении осаждение углерода путем ХПО можно осуществлять непосредственно на поверхность муфты. В другом воплощении перед осаждением алмаза на муфтовый элемент можно наносить подслой обеспечивающего совместимость материала (также называемый здесь буферным слоем). Например, при использовании на муфтах для оборудования бурильных труб, поверхностное покрытие из алмаза, полученное путем ХПО, может обеспечить не только снижение налипания зерен выбуренных пород на поверхность, но и возможность использования спиральных стабилизаторов при бурильных работах в месторождениях вязкой горной породы (например, в Мексиканском заливе). Нанесение на проточные поверхности спиральных стабилизаторов покрытий из алмаза путем ХПО способствует скольжению зерен породы вдоль стабилизатора и вверх по скважине в кольцевое пространство бурильной колонны, препятствуя их прилипанию к стабилизатору.

В одном предпочтительном воплощении алмазоподобный углерод (АПУ) можно использовать в качестве покрытий муфтовых устройств для эксплуатации в нефтяной скважине. АПУ относится к аморфному углеродному материалу, который проявляет некоторые уникальные свойства, подобные свойствам натурального алмаза. Алмазоподобный углерод (АПУ), подходящий для муфтовых устройств для эксплуатации в нефтяной скважине может быть выбран из ta-C, ta-C:H, АПУГ, ППУГ, ГПУГ, Si-АПУ, Ме-АПУ, F-АПУ и их сочетаний. Покрытия из АПУ включают значительное количество атомов углерода в состоянии sp³-гибридизации. Эти sp³-связи могут образовываться не только в кристаллах, т.е. в твердых веществах дальнего порядка, но и в аморфных твердых телах, имеющих случайное расположение атомов. В данном случае связи образуются только между несколькими индивидуальными атомами, то есть наблюдается ближний порядок, а не дальний порядок, охватывающий большее количество атомов. Тип связей оказывает значительное влияние на физические свойства пленок из аморфного углерода. Если в пленке из АПУ в основном присутствуют sp²-связи, то пленка может быть мягче, в то время как если в пленке из АПУ в основном присутствуют sp³-связи, то пленка может быть тверже.

Покрытия из АПУ могут быть получены в виде аморфного, гибкого и все же содержащего только sp³-связи «алмаза». Наиболее твердой является смесь, известная как тетраэдрический аморфный углерод или ta-C (см. Фиг. 17). Такой ta-C включает большую объемную долю (~80%) sp³-связанных атомов углерода. Возможные наполнители для покрытий из АПУ, включают, но не ограничиваются перечисленными, водород, графитизированный sp²-углерод и металлы, и могут иметь другие формы, позволяющие получить сочетание свойств, необходимую для конкретного применения. Различные формы покрытий из АПУ можно наносить на различные основы, которые являются совместимыми с вакуумной средой и которые также являются электропроводными. Качество покрытия из АПУ также зависит от процентного содержания добавляемых и/или легирующих элементов, например, водорода. Некоторые способы нанесения АПУ требуют использования водорода или метана в качестве газа-предшественника, и, следовательно, значительно процентное содержание водорода может оставаться в конечном АПУ материале. Для дополнительного улучшения трибологических и механических свойств, пленки из АПУ часто модифицируют путем введения других легирующих элементов. Например, добавление фтора (F) и кремния (Si) в пленки из АПУ снижает поверхностную энергию и смачиваемость. Снижение поверхностной энергии во фторированном АПУ (F-АПУ) объясняют присутствием в пленке групп - CF2 и - CF3. Однако, более высокое содержание F может привести к более низкой твердости. Добавление Si позволяет снизить поверхностную энергию благодаря снижению дисперсионного компонента поверхностной энергии. Добавление Si также может увеличить твердость пленок из АПУ, поскольку способствует sp³-гибридизации в пленках из АПУ. Добавление в пленку металлических элементов (например, W, Ta, Cr, Ti, Mo), а также применение такого металлического промежуточного слоя может снижать остаточные напряжения сжатия, что повышает механическую прочность пленки при компрессионных нагрузках.

Алмазоподобная фаза или sp³-связанный углерод АПУ является термодинамически метастабильной фазой, тогда как графит с sp²-связью является термодинамически стабильной связью. Таким образом, формирование пленочных покрытий из АПУ требует неравновесной обработки для получения метастабильного sp³-связанного углерода. Способы равновесной обработки, такие как испарение графитизированного углерода, в которых средняя энергия испаренных веществ низкая (близкая к kT, где k представляет собой постоянную Больцмана, а Т является температурой по абсолютной шкале температур), приводят к образованию 100% sp²-связанного углерода. Способы получения покрытий из АПУ согласно изобретению, требуют чтобы углерода находился в sp³-состоянии, где длина связи значительно меньше длины sp²-связи. Следовательно, применение давления, ударной нагрузки, катализа или их сочетание на атомном уровне позволяет сблизить sp²-связанные атомы углерода и перевести их в sp³-связанное состояние. Воздействие должно быть достаточно сильным, чтобы атомы не могли вернуться в исходное sp²-состояние. Обычно применяемые способы либо включают сочетание сжатия и вдавливания нового кластера sp³-связанных атомов углерода вглубь покрытия, где нет возможности для расширения и перехода в sp²-состояние, либо на новый кластер наносят следующий слой углерода, который переводят в sp³-связанное состояние при следующем воздействии.

Покрытия из АПУ по настоящему изобретению можно осаждать посредством таких способов нанесения покрытий, как физическое осаждение из паровой фазы, химическое осаждение из паровой фазы или плазмохимическое осаждение из паровой фазы. Способы нанесения покрытий физическим осаждением из паровой фазы включают РЧ-ПТ реактивное магнетронное напыление, ионно-лучевое осаждение, электронно-дуговое осаждение и импульсное лазерное напыление (ИЛН). Способы нанесения покрытий химическим осаждением из паровой фазы включают ионно-лучевое ХПО осаждение, плазменное осаждение с использованием тлеющего разряда в газообразном углеводороде, с использованием радиочастотного (РЧ) тлеющего разряда в газообразном углеводороде, плазменно-ионную обработку и СВЧ разряд. Плазменно-химическое осаждение из паровой фазы (ПХГФО) является одним из преимущественных способов осаждения покрытий из АПУ на большие площади при высоких скоростях осаждения. Способ нанесения покрытия путем ХПО в присутствии плазмы представляет собой способ, осуществляемый не в зоне прямой видимости, т.е. плазма конформно покрывает участок, на которую необходимо нанести покрытие и на всю открытую поверхность детали наносят покрытие однородной толщины. Чистота поверхности детали может быть сохранена после нанесения покрытия из АПУ. Одно из преимуществ ПХГФО состоит в том, что температура части основы не возрастает более приблизительно 150°C при нанесении покрытия. Пленки из фторсодержащего АПУ (F-АПУ) и кремнийсодержащего АПУ (Si-АПУ) могут быть получены способами плазменного осаждения с использованием в качестве технологического газа ацетилена (C₂H₂), смешанного, соответственно, с фторсодержащими и кремнийсодержащими газами-предшественниками (например, тетрафторэтаном и гексаметилдисилоксаном).

Коэффициент трения покрытий из АПУ согласно настоящему изобретению может соответствовать указанным выше диапазонам. Сверхнизкое значение КТ может быть связано с образованием в фактических зонах контакта тонкой графитной пленки. Поскольку углерод в sp³-гибридизации при повышенных температурах от 600 до 1500°C является термодинамически нестабильной фазой, в зависимости от условий окружающей среды, он может превращаться в графит, который может служить твердым смазывающим материалом. Эти высокие температуры (называемые температурами зарождения) можно поддерживать в течение очень малого промежутка времени на стыке выступов или на контактах. Альтернативное объяснение сверхнизкого коэффициента трения покрытий из АПУ состоит в наличии скользкой пленки на основе углеводорода. Тетраэдрическая структура sp³-связанных атомов углерода может привести к ситуации, когда на поверхности может оказаться один вакантный электрон, к которому не присоединен атом углерода (см. Фиг. 18); т.е. «свободная валентность атома поверхности». Если к такому атому углерода присоединяется атом водорода со своим электроном, он может связывать свободную валентность, образуя двухэлектронную ковалентную связь. При скольжении двух гладких поверхностей относительно друг друга, на внешнем слое которых находятся одиночные атомы водорода, между атомами водорода происходит сдвиг. Между поверхностями нет химических связей, лишь слабые Ван-дер-Ваальсовы силы, и поверхности имеют свойства, аналогичные свойствам воскоподобных тяжелых углеводородов. Как показано на Фиг. 18, атомы углерода, находящиеся на поверхности, могут образовывать три прочных связи, оставляя одну свободную валентность, выступающую за пределы поверхности. К этой поверхности присоединяются атомы водорода, делая ее гидрофобной и снижая коэффициент трения.

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

Кроме низкого трения и сопротивления износу/истиранию, покрытия из АПУ муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению также проявляют долговечность и адгезионную прочность к внешней поверхности для осаждения корпуса в сборе. Покрытия из АПУ могут обладать высоким уровнем собственных остаточных напряжений (~1 ГПа), что оказывает влияние на их трибологические характеристики и адгезионную прочность сцепления с основой (например, стали) для осаждения. Обычно покрытия из АПУ, осажденные непосредственно на поверхность стали, имеют недостаточную адгезионную прочность. Такой недостаток адгезионной прочности ограничивает толщину и совместимость на границе раздела АПУ и стали, что может привести к отслоению при низких нагрузках. Чтобы преодолеть эти проблемы, покрытия из АПУ по изобретению также могут включать промежуточные слои различных соединений металлов (например, не ограничиваясь перечисленным, Cr, W, Ti) и керамических соединений (например, не ограничиваясь перечисленным, CrN, SiC) между внешней поверхностью устройства для эксплуатации в газонефтяной скважине и слоем покрытия из АПУ. Эти керамические и металлические промежуточные слои ослабляют остаточные напряжения сжатия покрытий из АПУ по изобретению, увеличивая адгезию и максимальную допустимую нагрузку. Альтернативный подход для улучшения износа/трения и механической долговечности покрытий из АПУ по изобретению состоит во включении множества слоев с промежуточными буферными слоями для ослабления роста остаточного напряжения и/или нанесении двухфазных покрытий. В одном воплощении обрабатываемую внешнюю поверхность устройства для эксплуатации в газонефтяной скважине можно азотировать или цементировать перед осаждением покрытия из АПУ, для повышения твердости и замедления пластической деформации слоя основы, что приводит к повышению долговечности покрытия.

Многослойные покрытия и гибридные покрытия

Многослойные покрытия муфтовых устройств для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению могут быть применены для увеличения толщины покрытий и повышения их долговечности. Муфтовые устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах согласно настоящему изобретению могут включать не один, а два или более слоев покрытия, буферные слои и/или промежуточные слои. Например, на детали муфтового элемента могут быть нанесены два, три, четыре, пять или более слоев покрытия. Толщина каждого слоя покрытия может составлять от 0,5 до 5000 мкм, где 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. Общая толщина многослойного покрытия может составлять от 0,5 до 5000 мкм. Нижний предел общей толщины многослойного покрытия может составлять 0,5; 0,7; 1,0; 3,0; 5,0; 7,0; 10,0; 15,0 или 20,0 мкм. Верхний предел общей толщины многослойного покрытия может составлять 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000 или 30000 мкм.

В другом воплощении муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению корпус в сборе устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах может включать твердосплавную наплавку по меньшей мере на части открытой внешней поверхности для обеспечения улучшенной износостойкости и долговечности. Следовательно, один или более слоев покрытия осаждают на наплавку с образованием структуры покрытия гибридного типа. Толщина слоя наплавки может составлять от нескольких величин толщины внешнего слоя слоев покрытия или равняться этой толщине. Неограничивающие примеры материалов наплавки включают материалы на основе керметов, композиты с металлической матрицей, нанокристаллические металлические сплавы, аморфные сплавы и твердые металлические сплавы. Другой неограничивающий пример типов наплавки включает карбиды, нитриды, бориды и оксиды вольфрама, титана, ниобия, молибдена, железа, хрома и кремния, диспергированные в матрице из металлического сплава. Такая наплавка может быть нанесена сваркой, термическим распылением или с помощью лазерного/электронного пучка.

Покрытия для использования в муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению также могут включать один или более буферных слоев (также называемые здесь адгезионными слоями). Один или более буферных слоев могут быть размещены между внешней поверхностью корпуса в сборе и одним, или двумя или более слоями в многослойной конфигурации покрытия. Один или более буферных слоев могут быть выбраны из следующих элементов или сплавов следующих элементов: кремний, титан, хром, вольфрам, тантал, ниобий, ванадий, цирконий и/или гафний. Один или более буферных слоев также могут быть выбраны из карбидов, нитридов, карбонитридов, оксидов следующих элементов: кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Один или более буферных слоев в основном располагают между наплавкой (когда ее используют) и одним или более слоев покрытия, или между слоями покрытия. Толщина буферного слоя может составлять долю толщины слоя покрытия или примерно равняться этой толщине.

В еще одном воплощении муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению корпус в сборе может дополнительно включать промежуточные слои, расположенные между внешней поверхностью корпуса в сборе и покрытием или слоем наплавки по меньшей мере на части открытой внешней поверхности, чтобы обеспечить улучшенную ударную вязкость, минимизировать разбавление в результате внедрения стали основы во внешнее покрытие или наплавку и минимизировать поглощение остаточного напряжения. Неограничивающие примеры промежуточных слоев включают нержавеющую сталь или сплав на основе никеля. Один или более промежуточных слоев обычно расположены рядом или корпуса в сборе устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению, на которое наносят покрытие.

В одном преимущественном воплощении муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению на устройство могут быть нанесены слои многослойного аморфного покрытия на основе углерода, такие как покрытия из алмазоподобного углерода (АПУ). Покрытия из алмазоподобного углерода (АПУ), подходящие для устройства, эксплуатируемого в газонефтяной скважине, могут быть выбраны из ta-C, ta-С:Н, АПУГ, ППУГ, ГПУГ, Si-АПУ, Ме-АПУ, N-АПУ, О-АПУ, В-АПУ, F-АПУ и их сочетаний. Одним особенным АПУ покрытия для таких применений является АПУГ и ta-C:H. Структура многослойных покрытий из АПУ может включать отдельные слои АПУ с расположенными между ними адгезионными или буферными слоями. Примеры адгезионных или буферных слоев для применения с покрытиями из АПУ включают, но не ограничены перечисленными, следующие элементы или сплавы следующих элементов: кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Другие примеры адгезионных или буферных слоев для применения с покрытиями из АПУ включают, но не ограничены перечисленными, карбиды, нитриды, карбонитриды, оксиды следующих элементов: кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония и/или гафния. Такие буферные или адгезионные слои служат для повышения твердости и снятия остаточных напряжений, а также позволяют увеличить общую толщину покрытий из АПУ в случае многослойных воплощений, при поддержании механической целостности покрытий для сохранения долговечности.

В еще одном преимущественном воплощении муфтовых устройств с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах по изобретению, для повышения долговечности, механической целостности и внутрискважинных рабочих характеристик относительно тонких слоев покрытий из АПУ, можно использовать принцип гибридного покрытия, в котором один или более слоев покрытия из АПУ может быть осажден на известную в уровне техники наплавку. В данном воплощении обеспечивают улучшенную прочность на границе раздела АПУ и наплавки, а также защиту внутрискважинных устройств от преждевременного износа из-за износа или расслоения АПУ. В другом варианте этого воплощения, перед нанесением АПУ слоя(ев) можно проводить предварительную обработку поверхности стальной основы, чтобы повысить долговечность и улучшить характеристики износа, трения, усталости и коррозии покрытий из АПУ. Предварительная обработка поверхности может быть выбрана из ионной имплантации, азотирования, цементации, дробеструйного упрочнения, лазерного и электронно-лучевого полирования, лазерной нагартовки и их сочетаний. Такая обработка может повысить твердость поверхности основы путем введения дополнительных веществ и/или обеспечения глубокого остаточного напряжения при сжатии, ингибирующего распространение трещин под воздействием усталости, удара и повреждений, вызванных износом. В еще одном варианте этого воплощения между основой и наплавкой можно обеспечивать один или более промежуточных слоев, описанных выше, при этом поверх наплавки помещать один или более слоев покрытия из АПУ.

На Фиг. 26 представлено воплощение покрытия на муфтовом устройстве для эксплуатации в газонефтяных скважинах, где используют слои многослойного гибридного покрытия, при этом слой покрытия из АПУ осажден поверх наплавки на стальной основе. В еще одном варианте этого воплощения наплавка может подвергаться обработке после нанесения (например, травлению), чтобы частицы карбидного сплава способствовали улучшению адгезии покрытий из АПУ к наплавке, как также показано на Фиг. 26. Такие гибридные покрытия могут быть нанесены на внутрискважинные устройства, такие как замки бурильных труб и стабилизаторы, для улучшения долговечности и механической целостности покрытий из АПУ, осажденных на эти устройства и для обеспечения «второй линии защиты» в случае износа или расслоения внешнего слоя, от агрессивных условий износа и эрозии внутрискважинной среды при подземных операциях вращательного бурения. В другом варианте этого воплощения, один или более буферных слоев и/или один или более промежуточных слоев, описанных ранее, можно включать в структуру гибридного покрытия для дополнительного улучшения свойств и характеристик бурения газонефтяной скважины, работ по заканчиванию и добычи.

Применение таких технологий нанесения покрытий к муфтам, находящимся в непосредственной близости от устройств для эксплуатации газонефтяных скважин обеспечивает потенциальные преимущества при осуществлении операций, неограничивающие примеры которых включают бурение, заканчивание, интенсификацию притока, ремонтные работы и эксплуатационные работы. Нанесение подробно рассмотренных выше покрытий на муфтовые устройства для уменьшения трения, износа, эрозии, коррозии и образования отложений позволяет повышать эффективность и надежность операций бурения, заканчивания, интенсификации притока, ремонтных работ и эксплуатационных работ.

Примеры воплощений способов применения муфтового устройства с покрытием

В одном примере воплощения муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более чем одно цилиндрическое тело; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты, или на сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты, где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или добычи.

В другом примере воплощения муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах включает устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более чем одно тело при условии, что одно или более чем одно тело не включает буровое долото; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более чем одного тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты, где покрытие выбрано из аморфного сплава, термообработанного, нанесенного химическим или электрохимическим способом композита на основе никеля-фосфора с содержанием фосфора более 12 масс. %, графита, MoS₂, WS₂, композита на основе фуллерена, кермета на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний, и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или добычи.

Методы испытаний

Коэффициент трения определяли, применяя шародисковую машину для испытаний в соответствии с методом ASTM G99. Для испытаний применяли два образца - плоский диск и образец с закругленным в виде шара концом. Закругленный образец, жестко закрепленный в держателе, располагали перпендикулярно плоскому диску. Плоский диск диаметром 2,7 дюйма (6,86 см) вращают по кругу так, что он скользит по закругленному образцу. К шару вертикально вниз прикладывают нормальную нагрузку, прижимая шар к диску. Определенная нормальная нагрузка может быть создана приложением массы, гидравлическим или пневматическим нагружающими механизмами. Во время испытаний силы трения определяли с использованием динамометрического преобразователя, работающего на сжатие, или аналогичного устройства, чувствительного к прилагаемой силе, присоединенное к держателю шара. Коэффициент трения может быть вычислен делением полученной силы трения на нормальную нагрузку. Испытания проводили при комнатной температуре и при 65,56°C (150°F), при разных значениях скоростей скольжения. Шар диаметром 4~5 мм из кварца или мягкой стали использовали в качестве контртела.

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

Твердость по Виккерсу определяли в соответствии с методом ASTM С1327. Испытания твердости по Виккерсу состоят в вдавливании в испытываемый материал алмазного наконечника, имеющего форму правильной пирамиды с квадратным основанием и углом 136° между противоположными гранями, к которому прикладывают нагрузку от 1 до 100 кг-сил (приблизительно от 9,8 Н до 980 Н). Полную нагрузку обычно прикладывают в течение времени от 10 до 15 секунд. Две диагонали отпечатка, остающегося на поверхности материала после снятия нагрузки, оценивали с помощью микроскопа и вычисляли среднее. Затем вычисляли площадь наклонной поверхности отпечатка. Твердость по Виккерсу представляет собой отношение нагрузки, выраженной в кгс, к площади отпечатка, выраженной в мм². Преимуществом измерения твердости по Виккерсу является высокая точность и использование наконечника одного типа для всех типов металлов и обработанных поверхностей. Твердость тонкого слоя покрытия (например, менее 100 мкм) оценивали путем нановдавливания, когда прикладывают нормальную нагрузку (Р) к поверхности покрытия с помощью наконечника, имеющего хорошо известную пирамидальную геометрию (например, наконечник Берковича, представляющий собой трехгранную пирамиду). Нановдавливание с помощью малых нагрузок и размеров наконечника позволяет устранять или снижать влияние основы, то есть площадь отпечатка может составлять несколько квадратных микрометров или даже нанометров. При нановдавливании записывают глубину погружения и затем вычисляют площадь отпечатка, исходя из известной геометрии наконечника. Значение твердости получают делением величины нагрузки (кгс) на площадь отпечатка (мм²).

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

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

Примеры

Иллюстративный пример 1

Покрытия из АПУ наносили на основы из стали 4142 посредством способа осаждения из паровой фазы. Покрытия из АПУ имели толщину от 1,5 до 25 мкм. Измеренная твердость по Виккерсу составляла от 1300 до 7500. Для получения характеристик истирания и износа покрытий проводили лабораторные испытания на шародисковой машине для испытаний. Для моделирования условий в необсаженной скважине и обсаженной скважине в качестве соприкасающихся материалов использовали кварцевый шар и шар из мягкой стали, соответственно. В ходе одного испытания при температуре окружающего воздуха, сталь 4142 без покрытия, покрытие из АПУ и промышленно выпускаемое известное покрытие, полученное наплавкой твердого сплава, испытывали в «сухих» или обычных условиях на воздухе при контакте с кварцем при нормальной нагрузке, составляющей 300 г, и скорости скольжения, составляющей 0,6 м/с. Как показано на Фиг. 19, фрикционные характеристики (снижение коэффициента трения) покрытия из АПУ почти в 10 раз превосходят характеристики стали марки 4142 без покрытия и покрытия из твердого сплава.

В ходе другого испытания при температуре окружающего воздуха, сталь 4142 без покрытия, покрытие из АПУ и промышленно выпускаемое известное покрытие, полученное наплавкой твердого сплава, испытывали при контакте с мягкой сталью для моделирования условий в обсаженной скважине. Как показано на Фиг. 19, фрикционные характеристики (снижение коэффициента трения) покрытия из АПУ почти в 3 раза превосходят характеристики стали марки 4142 без покрытия и покрытия из твердого сплава. Благодаря более высокой твердости, чем у материалов контртел (т.е. кварца и мягкой стали), покрытие из АПУ отшлифовывало кварцевый шар. Тем не менее, объемный износ и кварцевого шара, и шара из мягкой стали был минимальным. С другой стороны, обычная сталь и покрытие из твердого сплава вызывали значительный износ кварцевого шара и шара из мягкой стали, что указывает на то, что они не слишком «мягкие» для обсадки.

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

На Фиг. 21 представлены характеристики трения и износа при повышенной температуре. Испытания проводили в буровом растворе на нефтяной основе при нагреве до 66°C (150°F), также применяя для моделирования условий в необсаженной скважине и обсаженной скважине соответственно кварцевый шар и шар из мягкой стали. По сравнению со сталью марки 4142 без покрытия и промышленным покрытием из твердого сплава, покрытия из АПУ демонстрируют улучшение фрикционных характеристик (снижение коэффициента трения) почти на 50%. Сталь без покрытия и покрытие из твердого сплава вызывали износ противодействующих материалов, шара из кварца и шара из мягкой стали, в то время как трение этих же предметов по покрытию из АПУ вызывало значительно меньшие их повреждения при износе.

На Фиг. 22 представлены характеристики трения покрытия из АПУ при повышенных температурах 66°C и 93°C (150°F и 200°F). Проведенные испытания показывают, что покрытия из АПУ имеют низкий коэффициент трения при повышенной температуре, составляющей до 200°F (93°C). Напротив, коэффициент трения стали без покрытия и покрытия из твердого сплава значительно повышается при повышении температуры.

Иллюстративный пример 2

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

Иллюстративный пример 3

Для увеличения толщины покрытий из АПУ, чтобы повысить их долговечность, были изготовлены многослойные покрытия из АПУ. В одном из вариантов общая толщина многослойного покрытия из АПУ составляла от 6 мкм до 25 мкм. На Фиг. 24 представлены СЭМ изображения однослойных и многослойных покрытий из АПУ для оборудования бурильных колонн, получаемых способом ПХОПФ. Адгезионный слой или слои, используемые для покрытий из АПУ, представляли собой кремнийсодержащие буферные слои.

Иллюстративный пример 4

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

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

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

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

Группа изобретений относится к области эксплуатации газонефтяных скважин. Технический результат – повышение износостойкости муфтового соединения, а также снижение образование коррозии, эрозии и других отложений в скважинных условиях. Муфтовое устройство с покрытием включает одно или более чем одно цилиндрическое тело, одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или на сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты. Покрытие выбрано из композита на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний. Коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15, и покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1000. Предложен также способ применения указанного муфтового устройства. 4 н. и 158 з.п. ф-лы, 4 пр., 89 ил.

1. Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее:

одно или более чем одно цилиндрическое тело;

одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и

покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или на сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты,

где покрытие выбрано из композита на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний,

где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15 и покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1000.

2. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело включает два или более цилиндрических тела, перемещающиеся относительно друг друга.

3. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело включает два или более цилиндрических тела, неподвижных относительно друг друга.

4. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором два или более цилиндрических тела включают два или более радиуса.

5. Муфтовое устройство с покрытием по п. 4, в котором два или более цилиндрических тела включают одно или более чем одно цилиндрическое тело, находящееся по существу внутри одного или более чем одного другого цилиндрического тела.

6. Муфтовое устройство с покрытием по п. 4, в котором два или более радиуса имеют по существу одинаковые размеры или по существу разные размеры.

7. Муфтовое устройство с покрытием по п. 4, в котором два или более цилиндрических тела являются смежными.

8. Муфтовое устройство с покрытием по п. 4, в котором два или более цилиндрических тела не являются смежными.

9. Муфтовое устройство с покрытием по п. 7 или п. 8, в котором два или более цилиндрических тела являются коаксильными или некоаксиальными.

10. Муфтовое устройство с покрытием по п. 9, в котором два или более цилиндрических тела имеют по существу параллельные оси.

11. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело имеет спиралевидную внутреннюю поверхность, спиралевидную внешнюю поверхность или их сочетание.

12. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой сплошное тело, полое тело или их сочетание.

13. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело включает по меньшей мере одно цилиндрическое тело, имеющее по существу круглое, по существу эллиптическое или по существу многоугольное внешнее поперечное сечение, внутреннее поперечное сечение или внутреннее и внешнее поперечное сечение.

14. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,10.

15. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1500.

16. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где покрытие обеспечивает увеличение износостойкости по меньшей мере в 3 раза по сравнению с устройством без покрытия.

17. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где угол смачивания водой покрытия составляет более 60°.

18. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где покрытие обеспечивает поверхностную энергию менее 1 Дж/м².

19. Муфтовое устройство с покрытием по п. 18, где покрытие обеспечивает поверхностную энергию менее 0,1 Дж/м².

20. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где покрытие состоит из единственного слоя, или двух или более слоев.

21. Муфтовое устройство с покрытием по п. 20, где два или более слоя покрытия выполнены по существу из одинаковых или разных покрытий.

22. Муфтовое устройство с покрытием по п. 20, где толщина единственного слоя покрытия и каждого слоя из двух или более слоев покрытия составляет от 0,5 мкм до 5000 мкм.

23. Муфтовое устройство с покрытием по п. 20, где покрытие дополнительно включает один или более чем один буферный слой.

24. Муфтовое устройство с покрытием по п. 23, где один или более чем один буферный слой расположен между поверхностью одного или более чем одного цилиндрического тела и единственным слоем покрытия или двумя или более слоями покрытия.

25. Муфтовое устройство с покрытием по п. 23, где один или более чем один буферный слой выбран из следующих элементов, их сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов и оксидов: кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония или гафния.

26. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где коэффициент динамического трения покрытия составляет не менее 50% от статического коэффициента трения покрытия.

27. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, где динамический коэффициент трения покрытия больше или равен статическому коэффициенту трения покрытия.

28. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело дополнительно включает твердосплавную наплавку по меньшей мере на его части.

29. Муфтовое устройство с покрытием по п. 28, где твердосплавная наплавка включает материал на основе кермета, композит с металлической матрицей или металлический твердый сплав.

30. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1 или п. 28, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело дополнительно включает промежуточный слой, расположенный между поверхностью одного или более чем одного цилиндрического тела и покрытием или твердосплавной наплавкой по меньшей мере на части цилиндрического тела.

31. Муфтовое устройство с покрытием по п. 30, где промежуточный слой включает нержавеющую сталь или сплав на основе никеля.

32. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело дополнительно снабжено резьбой.

33. Муфтовое устройство с покрытием по п. 32, где по меньшей мере на часть резьбы нанесено покрытие.

34. Муфтовое устройство с покрытием по п. 32 или п. 33, дополнительно включающее герметизирующую поверхность, где по меньшей мере на часть герметизирующей поверхности нанесено покрытие.

35. Муфтовое устройство с покрытием по любому из пп. 1, 2 или 3, где одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой устройство для строительства скважины.

36. Муфтовое устройство с покрытием по п. 35, где устройство для строительства скважины выбрано из бурильной колонны, обсадной трубы, колонны насосно-компрессорных труб, троса/ плетеной лески/ многожильного провода/ одножильного провода/ тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб, роторов и статоров Moyno™ с лопастями и винтовых насосов кавитационного типа, расширяемых трубопроводов, расширительных сердечников, центраторов, контактных колец, промывочных труб, фильтров с регенерацией механическим встряхиванием для контроля содержания твердой фазы, овершота и плашки ловильного инструмента, морских водоотделяющих колонн, поверхностных промысловых трубопроводов и их сочетаний.

37. Муфтовое устройство с покрытием по любому из пп. 1, 2 или 3, где одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой устройство заканчивания и добычи.

38. Муфтовое устройство с покрытием по п. 37, где устройство заканчивания и добычи выбрано из плунжерных подъемников; оборудования скользящих муфт заканчивания; гибких насосно-компрессорных труб; насосных штанг; Corods™; насосно-компрессорной колонны; станков-качалок; сальников; герметизирующих устройств и смазочных устройств; поршней и гильз для поршней; роторов и статоров Moyno™ с лопастями и винтовых насосов кавитационного типа; расширяемых трубопроводов; расширительных сердечников; линий регулирования и трубопроводов; инструментов для работ в скважине; тросов/ плетеной лески/ многожильного провода/ одножильного провода/ тросового каната; центраторов; контактных колец; перфорированных опорных труб; опорных труб с прорезями; фильтрующих опорных труб, предотвращающих поступление песка в скважину; промывочных труб; ответвляющих труб; специального инструмента, применяемого в операциях гравийной набивки; предохранительных патрубков; противопесочных фильтров, располагаемых внутри интервалов заканчивания; фильтров заканчивания Mazeflo™; спеченных фильтров; проволочных фильтров; фильтров с регенерацией механическим встряхиванием, предназначенных для контроля содержания твердой фазы; овершота и плашки ловильного инструмента; морских водоотделяющих колонн; поверхностных промысловых трубопроводов, трубопроводов обработки для интенсификации притока и их сочетаний.

39. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой соединительный штифт или соединительную коробку замка бурильных труб.

40. Муфтовое устройство с покрытием по п. 39, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело, имеющее цилиндрическое поперечное сечение в месте крепления, имеет поперечное сечение круглой формы.

41. Муфтовое устройство с покрытием по п. 39, в котором одно или более чем одно цилиндрическое тело, имеющее цилиндрическое поперечное сечение в месте крепления, имеет поперечное сечение некруглой формы.

42. Муфтовое устройство с покрытием по п. 39, где соединительный штифт или соединительная коробка ориентированы так, что штифт направлен вверх, а коробка направлена вниз относительно направления силы тяжести.

43. Муфтовое устройство с покрытием по п. 39, где соединительный штифт или соединительная коробка ориентированы так, что штифт направлен вниз, а коробка направлена вверх относительно направления силы тяжести.

44. Муфтовое устройство с покрытием по п. 1, в котором одна или более чем одна муфта включает металлы, металлические сплавы, керамические материалы, керметы, полимеры, углеродистые стали, стальные сплавы, нержавеющие стали, твердые сплавы на основе WC или их сочетания.

45. Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяной скважине, включающее:

устройство для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более чем одно тело, при условии, что одно или более чем одно тело не включает буровое долото;

одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более чем одного тела,

и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты,

где покрытие выбрано из композита на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний,

где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15 и покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1000.

46. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одно или более чем одно тело включает два или более тела, перемещающиеся относительно друг друга.

47. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одно или более чем одно тело включает два или более тела, неподвижных относительно друг друга.

48. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одно или более чем одно тело включает сферические тела и тела сложной геометрической формы.

49. Муфтовое устройство с покрытием по п. 48, в котором по меньшей мере часть тела сложной геометрической формы имеет нецилиндрическую форму.

50. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45 или п. 47, в котором два или более тела включают одно или более чем одно тело, находящееся по существу внутри одного или более чем одного другого тела.

51. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45 или п. 47, в котором два или более тела являются смежными.

52. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45 или п. 47, в котором два или более тела не являются смежными.

53. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45 или п. 47, в котором два или более тела являются коаксиальными или некоаксиальными.

54. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одно или более чем одно тело представляет собой сплошное тело, полое тело или их сочетание.

55. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одно или более чем одно тело включает по меньшей мере одно тело, имеющее по существу круглое, по существу эллиптическое или по существу многоугольное внешнее поперечное сечение, внутреннее поперечное сечение или внутреннее и внешнее поперечное сечение.

56. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,10.

57. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, где покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1500.

58. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, где покрытие обеспечивает увеличение износостойкости по меньшей мере в 3 раза по сравнению с устройством без покрытия.

59. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, где угол смачивания водой покрытия составляет более 60°.

60. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, где покрытие обеспечивает поверхностную энергию менее 1 Дж/м².

61. Муфтовое устройство с покрытием по п. 60, где покрытие обеспечивает поверхностную энергию менее 0,1 Дж/м².

62. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, где покрытие состоит из единственного слоя или двух или более слоев.

63. Муфтовое устройство с покрытием по п. 62, где два или более слоя покрытия выполнены по существу из одинаковых или разных покрытий.

64. Муфтовое устройство с покрытием по п. 62, где толщина единственного слоя покрытия и каждого слоя из двух или более слоев покрытия составляет от 0,5 мкм до 5000 мкм.

65. Муфтовое устройство с покрытием по п. 62, где покрытие дополнительно включает один или более чем один буферный слой.

66. Муфтовое устройство с покрытием по п. 65, где один или более чем один буферный слой расположен между поверхностью одного или более чем одного тела и единственным слоем покрытия или двумя или более слоями покрытия.

67. Муфтовое устройство с покрытием по п. 65, где один или более чем один буферный слой выбран из следующих элементов, их сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов и оксидов: кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония или гафния.

68. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, где коэффициент динамического трения покрытия составляет не менее 50% от статического коэффициента трения покрытия.

69. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором динамический коэффициент трения покрытия больше или равен статическому коэффициенту трения покрытия.

70. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одно или более чем одно тело дополнительно включает твердосплавную наплавку по меньшей мере на его части.

71. Муфтовое устройство с покрытием по п. 70, где твердосплавная наплавка включает материал на основе кермета, композит с металлической матрицей или металлический твердый сплав.

72. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45 или п. 70, в котором одно или более чем одно тело дополнительно включает промежуточный слой, расположенный между поверхностью одного или более чем одного тела и покрытием или твердосплавной наплавкой по меньшей мере на части тела.

73. Муфтовое устройство с покрытием по п. 72, где промежуточный слой включает нержавеющую сталь или сплав на основе никеля.

74. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одно или более чем одно тело дополнительно снабжено резьбой.

75. Муфтовое устройство с покрытием по п. 74, где по меньшей мере на часть резьбы нанесено покрытие.

76. Муфтовое устройство с покрытием по п. 74 или п. 75, дополнительно включающее герметизирующую поверхность, где по меньшей мере на часть герметизирующей поверхности нанесено покрытие.

77. Муфтовое устройство с покрытием по любому из пп. 45, 46 или 47, где одно или более чем одно тело представляет собой устройство для строительства скважины.

78. Муфтовое устройство с покрытием по п. 77, где устройство для строительства скважины выбирают из штуцеров, клапанов, гнезд клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, кольцевых отсекающих клапанов, забойных клапанов-отсекателей, центрифуг, патрубков, тройников, соединительных втулок, противовыбросовых превенторов, износостойких втулок, динамических уплотнителей металл-металл, находящихся в сборках уплотнителей, совершающих возвратно-поступательное и/или вращательное движение, пружин в клапанах-отсекателях, амортизирующих переводников и ясов, лап каротажного инструмента, оборудования для перемещения буровой установки, поддонов и их сочетаний.

79. Муфтовое устройство с покрытием по любому из пп. 45, 46 или 47, где одно или более чем одно тело представляет собой устройство заканчивания и добычи.

80. Муфтовое устройство с покрытием по п. 79, где устройство заканчивания и добычи выбрано из штуцеров, клапанов, гнезд клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, регуляторов притока, клапанов скважин с компьютерным управлением, кольцевых отсекающих клапанов, забойных клапанов-отсекателей, центрифуг, газлифтных клапанов и клапанов ввода химикатов, патрубков, тройников, соединительных втулок, противовыбросовых превенторов, износостойких втулок, динамических уплотнителей металл-металл, находящихся в сборках уплотнителей, совершающих возвратно-поступательное и/или вращательное движение, пружин в клапанах-отсекателях, амортизирующих переводников и ясов, лап каротажного инструмента, боковых карманов, сердечников, клиновых плашек пакеров, замков пакеров, датчиков уровня песка, приборов для измерения потока в скважине, нецилиндрических элементов сетчатых противопесочных фильтров и их сочетаний.

81. Муфтовое устройство с покрытием по п. 45, в котором одна или более чем одна муфта включает металлы, металлические сплавы, керамические материалы, керметы, полимеры, углеродистые стали, стальные сплавы, нержавеющие стали, твердые сплавы на основе WC или их сочетания.

82. Способ применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяной скважине, включающий:

обеспечение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более чем одно цилиндрическое тело; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или на сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты,

где покрытие выбрано из композита на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний,

где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15 и покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1000,

и применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

83. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело включает два или более цилиндрических тела, перемещающиеся относительно друг друга.

84. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело включает два или более цилиндрических тела, неподвижных относительно друг друга.

85. Способ по п. 82, где два или более цилиндрических тела включают два или более радиуса.

86. Способ по п. 85, где два или более цилиндрических тела включают одно или более чем одно цилиндрическое тело, находящееся по существу внутри одного или более чем одного другого цилиндрического тела.

87. Способ по п. 85, где два или более радиуса имеют по существу одинаковые размеры или по существу разные размеры.

88. Способ по п. 85, где два или более цилиндрических тела являются смежными.

89. Способ по п. 85, где два или более цилиндрических тела не являются смежными.

90. Способ по п. 88 или п. 89, где два или более цилиндрических тела являются коаксиальными или некоаксиальными.

91. Способ по п. 90, где два или более цилиндрических тела имеют по существу параллельные оси.

92. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело имеет спиралевидную внутреннюю поверхность, спиралевидную внешнюю поверхность или их сочетание.

93. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой сплошное тело, полое тело или их сочетание.

94. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело включает по меньшей мере одно цилиндрическое тело, имеющее по существу круглое, по существу эллиптическое или по существу многоугольное внешнее поперечное сечение, внутреннее поперечное сечение или внутреннее и внешнее поперечное сечение.

95. Способ по п. 82, где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15.

96. Способ по п. 82, где покрытие обеспечивает увеличение износостойкости по меньшей мере в 3 раза по сравнению с устройством без покрытия.

97. Способ по п. 82, где угол смачивания водой покрытия составляет более 60°.

98. Способ по п. 82, где покрытие обеспечивает поверхностную энергию менее 1 Дж/м².

99. Способ по п. 82, где покрытие состоит из единственного слоя или двух или более слоев.

100. Способ по п. 99, где два или более слоя покрытия выполнены по существу из одинаковых или разных покрытий.

101. Способ по п. 99, где толщина единственного слоя покрытия и каждого слоя из двух или более слоев покрытия составляет от 0,5 мкм до 5000 мкм.

102. Способ по п. 99, где покрытие дополнительно включает один или более чем один буферный слой.

103. Способ по п. 102, где один или более чем один буферный слой расположен между поверхностью одного или более чем одного цилиндрического тела и единственным слоем покрытия или двумя или более слоями покрытия.

104. Способ по п. 102, где один или более чем один буферный слой выбран из следующих элементов, их сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов и оксидов: кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония или гафния.

105. Способ по п. 82, где коэффициент динамического трения покрытия составляет не менее 50% от статического коэффициента трения покрытия.

106. Способ по п. 82, где динамический коэффициент трения покрытия больше или равен статическому коэффициенту трения покрытия.

107. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело дополнительно включает твердосплавную наплавку по меньшей мере на его части.

108. Способ по п. 107, где твердосплавная наплавка включает материал на основе кермета, композит с металлической матрицей или металлический твердый сплав.

109. Способ по п. 82 или п. 107, где одно или более чем одно цилиндрическое тело дополнительно включает промежуточный слой, расположенный между поверхностью одного или более чем одного цилиндрического тела и покрытием или твердосплавной наплавкой по меньшей мере на части цилиндрического тела.

110. Способ по п. 109, где промежуточный слой включает нержавеющую сталь или сплав на основе никеля.

111. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело дополнительно снабжено резьбой.

112. Способ по п. 111, где по меньшей мере на часть резьбы нанесено покрытие.

113. Способ по п. 111 или п. 112, где дополнительно обеспечивают герметизирующую поверхность и по меньшей мере на часть герметизирующей поверхности нанесено покрытие.

114. Способ по любому из пп. 82, 83 или 84, где одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой устройство для строительства скважины.

115. Способ по п. 114, где устройство для строительства скважины выбирают из бурильной колонны, обсадной трубы, колонны насосно-компрессорных труб, троса/ плетеной лески/ многожильного провода/ одножильного провода/ тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб, роторов и статоров Moyno™ с лопастями и винтовых насосов кавитационного типа, расширяемых трубопроводов, расширительных сердечников, центраторов, контактных колец, промывочных труб, фильтров с регенерацией механическим встряхиванием для контроля содержания твердой фазы, овершота и плашки ловильного инструмента, морских водоотделяющих колонн, поверхностных промысловых трубопроводов и их сочетаний.

116. Способ по любому из пп. 82, 83 или 84, где одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой устройство заканчивания и добычи.

117. Способ по п. 116, где устройство заканчивания и добычи выбирают из плунжерных подъемников; оборудования скользящих муфт заканчивания; гибких насосно-компрессорных труб; насосных штанг; Corods™; насосно-компрессорной колонны; станков-качалок; сальников; герметизирующих устройств и смазочных устройств; поршней и гильз для поршней; роторов и статоров Moyno™ с лопастями и винтовых насосов кавитационного типа; расширяемых трубопроводов; расширительных сердечников; линий регулирования и трубопроводов; инструментов для работ в скважине; тросов/ плетеной лески/ многожильного провода/ одножильного провода/ тросового каната; центраторов; контактных колец; перфорированных опорных труб; опорных труб с прорезями; фильтрующих опорных труб, предотвращающих поступление песка в скважину; промывочных труб; ответвляющих труб; специального инструмента, применяемого в операциях гравийной набивки; предохранительных патрубков; противопесочных фильтров, располагаемых внутри интервалов заканчивания; фильтров заканчивания Mazeflo™; спеченных фильтров; проволочных фильтров; фильтров с регенерацией механическим встряхиванием, предназначенных для контроля содержания твердой фазы; овершота и плашки ловильного инструмента; морских водоотделяющих колонн; поверхностных промысловых трубопроводов, трубопроводов обработки для интенсификации притока и их сочетаний.

118. Способ по п. 82, где алмазоподобный углерод (АПУ) наносят посредством физического осаждения из паровой фазы, химического осаждения из паровой фазы или плазмохимического осаждения из паровой фазы.

119. Способ по п. 118, где способ нанесения покрытия посредством физического осаждения из паровой фазы выбирают из РЧ-ПТ реактивного магнетронного напыления, ионно-лучевого осаждения, электронно-дугового осаждения и импульсного лазерного напыления.

120. Способ по п. 82, где одно или более чем одно цилиндрическое тело представляет собой соединительный штифт или соединительную коробку замка бурильных труб.

121. Способ по п. 120, где одно или более чем одно цилиндрическое тело, имеющее цилиндрическое поперечное сечение в месте крепления, имеет поперечное сечение круглой формы.

122. Способ по п. 120, где одно или более чем одно цилиндрическое тело, имеющее цилиндрическое поперечное сечение в месте крепления, имеет поперечное сечение некруглой формы.

123. Способ по п. 120, где соединительный штифт или соединительная коробка ориентированы так, что штифт направлен вверх, а коробка направлена вниз относительно направления силы тяжести.

124. Способ по п. 120, где соединительный штифт или соединительная коробка ориентированы так, что штифт направлен вниз, а коробка направлена вверх относительно направления силы тяжести.

125. Способ по п. 82, где одна или более чем одна муфта включает металлы, металлические сплавы, керамические материалы, керметы, полимеры, углеродистые стали, стальные сплавы, нержавеющие стали, твердые сплавы на основе WC или их сочетания.

126. Способ применения муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяной скважине, включающий:

обеспечение устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающего одно или более чем одно тело, при условии, что одно или более чем одно тело не включает буровое долото; одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешней поверхности или внутренней поверхности одного или более чем одного тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты,

где покрытие выбрано из композита на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний,

где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15 и покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1000, и

применение муфтового устройства с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах при строительстве скважин, операциях заканчивания или эксплуатации скважин.

127. Способ по п. 126, где одно или более чем одно тело включает два или более тела, перемещающиеся относительно друг друга.

128. Способ по п. 126, где одно или более чем одно тело включает два или более тела, неподвижных относительно друг друга.

129. Способ по п. 126, где одно или более чем одно тело включает сферические тела и тела сложной геометрической формы.

130. Способ по п. 126, где по меньшей мере часть тела сложной геометрической формы имеет нецилиндрическую форму.

131. Способ по п. 127 или п. 128, где два или более тела включают одно или более чем одно тело, находящееся по существу внутри одного или более чем одного другого тела.

132. Способ по п. 127 или п. 128, где два или более тела являются смежными.

133. Способ по п. 127 или п. 128, где два или более тела не являются смежными.

134. Способ по п. 127 или п. 128, где два или более тела являются коаксиальными или некоаксиальными.

135. Способ по п. 126, где одно или более чем одно тело представляет собой сплошное тело, полое тело или их сочетание.

136. Способ по п. 126, где одно или более чем одно тело включает по меньшей мере одно тело, имеющее по существу круглое, по существу эллиптическое или по существу многоугольное внешнее поперечное сечение, внутреннее поперечное сечение или внутреннее и внешнее поперечное сечение.

137. Способ по п. 126, где коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,10.

138. Способ по п. 126, где покрытие обеспечивает увеличение износостойкости по меньшей мере в 3 раза по сравнению с устройством без покрытия.

139. Способ по п. 126, где угол смачивания водой покрытия составляет более 60°.

140. Способ по п. 126, где покрытие обеспечивает поверхностную энергию менее 1 Дж/м².

141. Способ по п. 126, где покрытие состоит из единственного слоя или двух или более слоев.

142. Способ по п. 141, где два или более слоя покрытия выполнены по существу из одинаковых или разных покрытий.

143. Способ по п. 141, где толщина единственного слоя покрытия и каждого слоя из двух или более слоев покрытия составляет от 0,5 мкм до 5000 мкм.

144. Способ по п. 141, где покрытие дополнительно включает один или более чем один буферный слой.

145. Способ по п. 144, где один или более чем один буферный слой расположен между поверхностью одного или более чем одного тела и единственным слоем покрытия или двумя или более слоями покрытия.

146. Способ по п. 144, где один или более чем один буферный слой выбирают из следующих элементов, их сплавов, карбидов, нитридов, карбонитридов и оксидов: кремния, титана, хрома, вольфрама, тантала, ниобия, ванадия, циркония или гафния.

147. Способ по п. 126, где коэффициент динамического трения покрытия составляет не менее 50% от статического коэффициента трения покрытия.

148. Способ по п. 126, где динамический коэффициент трения покрытия больше или равен статическому коэффициенту трения покрытия.

149. Способ по п. 126, где одно или более чем одно тело дополнительно включает твердосплавную наплавку по меньшей мере на его части.

150. Способ по п. 149, где твердосплавная наплавка включает материал на основе кермета, композит с металлической матрицей или металлический твердый сплав.

151. Способ по п. 126 или п. 149, где одно или более чем одно тело дополнительно включает промежуточный слой, расположенный между поверхностью одного или более чем одного тела и покрытием или твердосплавной наплавкой по меньшей мере на части тела.

152. Способ по п. 151, где промежуточный слой включает нержавеющую сталь или сплав на основе никеля.

153. Способ по п. 126, где одно или более чем одно тело дополнительно снабжено резьбой.

154. Способ по п. 153, где по меньшей мере на часть резьбы нанесено покрытие.

155. Способ по п. 153 или п. 154, где дополнительно обеспечивают герметизирующую поверхность, и по меньшей мере на часть герметизирующей поверхности нанесено покрытие.

156. Способ по любому из пп. 126, 127 или 128, где одно или более чем одно тело представляет собой устройство для строительства скважины.

157. Способ по п. 156, где устройство для строительства скважины выбирают из штуцеров, клапанов, гнезд клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, кольцевых отсекающих клапанов, забойных клапанов-отсекателей, центрифуг, патрубков, тройников, соединительных втулок, противовыбросовых превенторов, износостойких втулок, динамических уплотнителей металл-металл, находящихся в сборках уплотнителей, совершающих возвратно-поступательное и/или вращательное движение, пружин в клапанах-отсекателях, амортизирующих переводников и ясов, лап каротажного инструмента, оборудования для перемещения буровой установки, поддонов и их сочетаний.

158. Способ по любому из пп. 126, 127 или 128, где одно или более чем одно тело представляет собой устройство заканчивания и добычи.

159. Способ по п. 158, где устройство заканчивания и добычи выбрано из штуцеров, клапанов, гнезд клапанов, ниппелей, шаровых клапанов, регуляторов притока, клапанов скважин с компьютерным управлением, кольцевых отсекающих клапанов, забойных клапанов-отсекателей, центрифуг, газлифтных клапанов и клапанов ввода химикатов, патрубков, тройников, соединительных втулок, противовыбросовых превенторов, износостойких втулок, динамических уплотнителей металл-металл, находящихся в сборках уплотнителей, совершающих возвратно-поступательное и/или вращательное движение, пружин в клапанах-отсекателях, амортизирующих переводников и ясов, лап каротажного инструмента, боковых карманов, сердечников, клиновых плашек пакеров, замков пакеров, датчиков уровня песка, приборов для измерения потока в скважине, нецилиндрических элементов сетчатых противопесочных фильтров и их сочетаний.

160. Способ по п. 126, где алмазоподобный углерод (АПУ) наносят посредством физического осаждения из паровой фазы, химического осаждения из паровой фазы или плазмохимического осаждения из паровой фазы.

161. Способ по п. 160, где способ нанесения покрытия посредством физического осаждения из паровой фазы выбирают из РЧ-ПТ реактивного магнетронного напыления, ионно-лучевого осаждения, электронно-дугового осаждения и импульсного лазерного напыления.

162. Способ по п. 126, где одна или более чем одна муфта включает металлы, металлические сплавы, керамические материалы, керметы, полимеры, углеродистые стали, стальные сплавы, нержавеющие стали, твердые сплавы на основе WC или их сочетания.