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La présente invention est relative au tubage d'ex- traction pour les puits de pétrole et de gaz. Un tel tubage est soumis à des efforts extérieurs élevés durant son utilisation et également à des efforts internes élevés dus au travail à froid subi avant ou durant l'utilisation, et il est généralement réalisa en acier.-
On a rencontré de sérieuses difficultés du fait du défaut de fragilité'à l'usage des tubages pour puits de pétrole et
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de gaz, réalisés en acier, le défaut étant- provoqué par un méca- nisme comprenant l'introduction d'une fragilité due à l'hydrogène ou la fissuration due à la corrosion et aux efforts ou les deux.
Le risque de défaut est beaucoup plus grand dans les. puits acides ou aigres profonds.
La fragilité due à l'hydrogène et la fissuration due à la corrosion et aux efforts sont dues toutes à la formation d'hydrogène atomique ou naissant dans le puits. Ceci peut se pro- duire de diverses manières. Par exemple, de l'hydrogène atomique est formé lorsque l'hydrogène sulfuré compris dans les fluides des puits acides ou aigres réagit avec le tubage d'acier. Il est éga- lement formé lorsque de l'acide introduit dans le puits dans les traitements dits acidifiants réagit avec le tubage d'acier. De quelque manière qu'il soit formé, l'hydrogène atomique pénètre rapidement dans l'acier, et ses atomes s'y combinent pour former de l'hydrogène moléculaire qui crée des efforts internes dans le tubage.
Ces efforts peuvent eux-mêmes provoquer la fissuration du tubage, ou bien ils peuvent produire une zone de concentration lo- cale accrue d'efforts, qui est plus susceptible de corrosion par d'autres agents, par exemple des ions chlorure, présents dans les fluides des puits. La fissuration due à la corrosion et aux ef- forts tend également à se produire aux zones où les efforts inte nes dus au travail à froid sont élevés.
Un tubage d'acier de haute résistance mécanique, par exemple ayant une résistance à la flexion de 56 kg par mm2, est spécialement susceptible de fragilité par ces mécanismes. Des aciers de plus basse résistance, par exemple ayant une résistance à la flexion de 28 à 35 kg/mm2, sont moins susceptibles de défaut, dus à ces causes, mais des résistances mécaniques de cet ordre sont en général trop basses, spécialement pour un tubage destiné à être utilisé dans des puits où se rencontrent des pressions et des températures élevées. Ces pressions et températures peuvent
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être de l'ordre de 10,5 kg/mm et de 175 C ou même 2600 C.
De .plus, de tels aciers à plus faible résistance sont susceptibles de formation de soufflures qui par rupture peuvent détruire des portions ou segments de la paroi du tubage.
Des essais pour réduire l'aptitude à la fragilité du tubage d'acier pour puits de pétrole et de gaz en le soumettant à des traitements à la chaleur allégeant les efforts ne se sont pas avérés satisfaisants, car le tubage doit être traité à froid à nouveau après le traitement à la chaleur pour le rectifier.
De plus, les traitements thermiques exigent un contrôle très soi- gneux.
On a également proposé de protéger le tubage d'a- cier pour puits de pétrole, en le pourvoyant d'un revêtement en matière plastique. En pratique, cependant, les revêtements plasti- ques se ramollissent aux températures du puits jusqu'au point qu' ils se détachent et se déforment et peuvent même arrêter la circu- lation du fluide à travers le tubage.
On a maintenant trouvé que le tubage d'acier des puits de pétrole et de gaz peut être protégé de la fragilité due àll'hydrogène et de la fissuration due aux efforts et à la corro- sion en le pourvoyant d'un revêtement qui détruit tout hydrogène atomique quelconque formé et l'empêche de pénétrer dans l'acier du tubage.
Suivant l'invention, le tubage d'acier est pourvu d'un revêtement tubulaire d'un métal ou alliage perméables à l'hy- drogène atomique, ce revêtement se montant étroitement dans le tubage et ayant sa surface extérieure en contact mécanique non lié avec la surface interne du tubage.
Tout hydrogène atomique qui peut être formé à l'in- térieur du revêtement, par exemple par réaction entre le métal du revêtement et l'hydrogène sulfuré des fluides du puits, se diffuse à travers le métal du revêtement vers sa surface extérieure, où
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les atomes d'hydrogène se combinent préférentiellement pour former de l'hydrogène moléculaire. Cet hydrogène moléculaire qui est part- quement inerte envers le tubage d'acier aux températures régnant à l'intérieur des puits, se recueille entre le revêtement et le tu- bage.
On préfère. introduire le revêtement dans le tubage et le dilater ensuite contre ce tubage, par exemple par une pres- sion hydrostatique interne. Il est essentiel que le revêtement ne soit pas lié au tubage, par exemple sous forme d'un dépôt électro- lytique. Si c'était le cas, l'hydrogène atomique passerait direc- tement à travers le revêtement dans l'acier où ses atomes se com- bineraient et amèneraient la fragilité.
Lorsque le revêtement et le tubage d'acier ne sont pas liés ensemble mais simplement pres- sés étroitement l'un contre l'autre, il y a un vide continu entre eux et pratiquement tous les atomes d'hydrogène passant à travers le revêtement rencontrent des conditions, à la surface extérieure du revêtement, favorables à la combinaison de ces atomes en vue de former de l'hydrogène moléculaire avant que ces atomes ne puis, sent passer dans l'acier du tubage.
Le revêtement peut être réalisé en acier, en cuivre ou en alliages à base de nickel ou de cuivre. On préfère le réali ser en un alliage de nickel et de cuivre contenant 63 à 70 % de nickel et 25 à 30 % de cuivre. Cet alliage peut egalement contenir busqu'à 2 % de fer, jusqu'à 2 % de manganèse, jusqu'à 4 % d'alumi. nium, jusqu'à 1% de silicium et jusqu'à 0,3 % de carbone.
Les revêtements réalisés avec l'alliage préféré, en plus qu'ils protègent le tubage d'acier contre la fragilité due à l'hydrogène et contre le défaut de fissuration dû- aux ef- ferts et à la corrosion, ont un module d'élasticité à la traction inferieur et un pouvoir de dilatation thermique supérieur à ceux de Licier. Il en résulte que le tubage agrippe le revêtement étreitmeent et en permanence lorsque ce revêtement est dilaté en
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place hydrostatiquement, et maintient l'agrippage lorsque le tu- be est en train de supporter une charge dans un puits et lorsqu'fil est chauffé par les températures du sol.
De plus, de tels revête- ments sont extrêmement résistants à divers milieux corrosifs de fluides de puits, :par exemple l'hydrogène sulfuré des puits aigres.
Pour l'utilisation dans des puits où des températu- res excédant 260 C et du soufre destructeur sont rencontrés, on préfère employer des revêtements réalisés en un alliage nickel- chrome-fer contenant au moins 50 % de nickel et 10 à 35 % de chro- me, le restant étant pratiquement entièrement du fer. Des alliages contenant 75 à 80 % de nickel et 12 à 15 % de chrome conviennent spécialement. Tous ces alliages nickel-chrome-fer assurent une ré- sistance élevée à l'attaque par le soufre à des températures de puits supérieures à 260 C et sont également très résistants à une attaque d'ions chlorure à la suite de corrosion ou d'efforts.
Le procédé de protection suivant l'invention permet en toute sécurité d'utiliser un tubage réalisé en aciers travail- lés à froid de haute résistance élevée, dans des puits de gaz ou des puits de pétrole aigres profonds. En particulier, on peut uti- liser un tubage réalisé en acier travaillé à froid de haute résis- tance, contenant comme éléments alliés 0,75 à 1 % de chrome, 0,08 à 0,1 % de molybdène, 0,5 à 1,25 % de manganèse et 0,75 à 1,25 % de nickel.
L'efficacité de la protection assurée par les revê- tements suivant l'invention serait évidemment totalement perdue si @ un fluide corrosif de puits pouvait pénétrer entre le revêtement et le tubage d'acier. Par conséquent, on doit veiller à réunir les tubes de telle manière qu'un joint soit prévu entre les extré- , mités des revêtements dans les longueurs adjacentes du tubage.
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The present invention relates to extraction casing for oil and gas wells. Such casing is subjected to high external forces during its use and also to high internal forces due to cold work undergone before or during use, and it is generally made of steel.
Serious difficulties have been encountered due to the lack of brittleness in the use of oil well casings and
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gas, made of steel, the defect being caused by a mechanism including the introduction of hydrogen brittleness or corrosion and stress cracking or both.
The risk of default is much greater in them. deep acid or sour wells.
Hydrogen brittleness and corrosion and stress cracking are all due to the formation of atomic or nascent hydrogen in the well. This can happen in various ways. For example, atomic hydrogen is formed when hydrogen sulfide in acidic or sour well fluids reacts with steel casing. It is also formed when acid introduced into the well in so-called acidifying treatments reacts with the steel casing. However it is formed, atomic hydrogen quickly penetrates the steel, and its atoms combine there to form molecular hydrogen which creates internal stresses in the casing.
These stresses can themselves cause the casing to crack, or they can produce an area of increased local stress concentration, which is more susceptible to corrosion by other agents, for example chloride ions, present in the tubes. well fluids. Corrosion and stress cracking also tends to occur in areas where internal stresses due to cold working are high.
High strength steel tubing, for example having a flexural strength of 56 kg per mm2, is especially susceptible to brittleness by these mechanisms. Lower strength steels, for example having a flexural strength of 28-35 kg / mm2, are less susceptible to failure, due to these causes, but mechanical strengths of this order are generally too low, especially for casing intended for use in wells where high temperatures and pressures meet. These pressures and temperatures can
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be of the order of 10.5 kg / mm and 175 C or even 2600 C.
In addition, such lower strength steels are susceptible to the formation of blisters which, upon rupture, can destroy portions or segments of the casing wall.
Attempts to reduce the brittleness of steel oil and gas well casing by subjecting it to stress-relieving heat treatments have not proved satisfactory because the casing must be cold-treated at again after heat treatment to rectify it.
In addition, heat treatments require very careful control.
It has also been proposed to protect the steel casing for an oil well by providing it with a plastic coating. In practice, however, plastic coatings soften at well temperatures to the point that they loosen and deform and can even stop the flow of fluid through the casing.
It has now been found that the steel casing of oil and gas wells can be protected from hydrogen brittleness and stress and corrosion cracking by providing it with a coating that destroys everything. any atomic hydrogen formed and prevents it from entering the steel of the casing.
According to the invention, the steel casing is provided with a tubular coating of a metal or alloy permeable to atomic hydrogen, this coating fitting tightly into the casing and having its outer surface in unbonded mechanical contact. with the inner surface of the casing.
Any atomic hydrogen which may be formed within the coating, for example by reaction between the coating metal and the hydrogen sulfide of the well fluids, diffuses through the coating metal to its exterior surface, where
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hydrogen atoms preferentially combine to form molecular hydrogen. This molecular hydrogen, which is partially inert towards the steel casing at the temperatures prevailing inside the wells, collects between the liner and the casing.
We prefer. introduce the liner into the casing and then expand it against this casing, for example by internal hydrostatic pressure. It is essential that the coating is not bonded to the casing, for example in the form of an electrolytic deposit. If this were the case, the atomic hydrogen would pass directly through the coating in the steel where its atoms would combine and lead to brittleness.
When the liner and steel casing are not bonded together but simply pressed tightly against each other, there is a continuous vacuum between them and virtually all of the hydrogen atoms passing through the liner meet. conditions at the outer surface of the coating favorable to the combination of these atoms to form molecular hydrogen before these atoms can then pass through the steel of the casing.
The coating can be made of steel, copper or alloys based on nickel or copper. It is preferred to make it from an alloy of nickel and copper containing 63 to 70% nickel and 25 to 30% copper. This alloy can also contain up to 2% iron, up to 2% manganese, up to 4% aluminum. nium, up to 1% silicon and up to 0.3% carbon.
Coatings made with the preferred alloy, in addition to protecting the steel tubing against hydrogen brittleness and failure to crack due to stress and corrosion, have a modulus of lower tensile elasticity and greater thermal expansion power than Licier. As a result, the casing grips the liner tightly and permanently when the liner is expanded by
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hydrostatically places, and maintains grip when the pipe is supporting a load in a well and when the wire is heated by soil temperatures.
In addition, such coatings are extremely resistant to various corrosive well fluid media, eg hydrogen sulfide from sour wells.
For use in wells where temperatures in excess of 260 ° C and destructive sulfur are encountered, it is preferred to employ coatings made of a nickel-chromium-iron alloy containing at least 50% nickel and 10 to 35% chromium. - me, the remainder being almost entirely iron. Alloys containing 75-80% nickel and 12-15% chromium are especially suitable. All of these nickel-chromium-iron alloys provide high resistance to sulfur attack at well temperatures above 260 C and are also very resistant to attack by chloride ions as a result of corrosion or corrosion. efforts.
The method of protection according to the invention allows in complete safety the use of casing made of cold-worked steels of high high strength, in gas wells or deep sour oil wells. In particular, one can use a casing made of cold worked steel of high strength, containing as alloyed elements 0.75 to 1% chromium, 0.08 to 0.1% molybdenum, 0.5 to 1.25% manganese and 0.75 to 1.25% nickel.
The effectiveness of the protection afforded by the coatings according to the invention would obviously be totally lost if corrosive well fluid could penetrate between the liner and the steel casing. Therefore, care must be taken to join the tubes in such a way that a seal is provided between the ends of the liners in the adjacent lengths of the casing.
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