BRPI0823055B1 - Tubular field structures resistant to corrosion and manufacturing method - Google Patents
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Description
ESTRUTURAS TUBULARES DE CAMPO PETROLÍFERO RESISTENTES À CORROSÃO E MÉTODO DE FABRICAÇÃO
Campo da Invenção [0001] A presente divulgação se refere a estruturas tubulares resistentes à corrosão para uso em poços ou em outros ambientes corrosivos; especificamente, a estruturas tubulares formadas a partir de uma liga de níquel N06625 ou liga de níquel N07716 que é extrusada, trabalhada e tratada a frio (ou como alternativa, seca e em seguida recozida), em seguida usinada para formar estruturas tubulares de campos petrolíferos em comprimentos padrão, especialmente telas de injeção de água para injeção de água residual de perfuração preenchida com salmoura ou outros produtos químicos na formação geológica.
Fundamentos da Invenção [0002] A indústria de petróleo e gás tem buscado estruturas tubulares de campo petrolífero sem costura em tamanhos padrões que possam resistir à corrosão encontrada em poços profundos e ácidos. Seria útil e desejável ter estruturas tubulares resistentes à corrosão a partir dos quais possam ser fabricadas as ferramentas de fundo de poço e conjuntos. Recursos significativos têm sido destinados à fabricação de tais estruturas tubulares a partir de ligas de alto teor de níquel, tais como N06625, N10276 e N07716.
[0003] Qualquer número de Patentes U.S. foi emitido descrevendo os aspectos benéficos de ligas de níquel em aplicações de petróleo e gás ácidos. Ver, por exemplo, a Patente N° U.S. 6.315.84 6 para Hibner et al., Patente N° U.S. 5.217.684 para Igarashi et al., Patentes N° U.S. 4.400.210 e 4.400.211 para Kudo et al., Patente N° U.S. 4.245.698 para Berkowitz et al. Outras Patentes U.S. foram emitidas para outras combinações de elementos de liga, inclusive a Patente N° U.S. 6.730.264 para Cao, Patente N° U.S. 5.556.594 para Frank et al., Patente N° U.S. 5.310.523 para Culling, Patente N° U.S. 5.246.661 para Culling e Patente N° U.S. 4.985.091 para Culling, a maioria das quais buscou diminui o percentual de Ni na combinação, devido ao preço elevado desta material prima escassa. Outras Patentes U.S. emitiram diversos processos de tratamento térmico, que buscaram estabelecer as características físicas desejadas do material. Estas incluem, Patente N° U.S. 7.156.932 para Cao et al., Patente N° U.S. 6.638.373 para Pike Jr. et al. e Patente N° U.S. 3.871.928 para Smith, Jr. et al.
[0004] A resistência à corrosão e características físicas desejadas para estruturas tubulares de campos petrolíferos dificulta a extrusão de tubulares prontamente usináveis. Pelo que sabe o requerente, não havia sido criado anteriormente uma estrutura tubular sem costura resistente à corrosão de campos petrolíferos a partir de ligas de níquel N06625 ou N07716 em comprimentos de campo petrolífero padrão; e, especificamente, não havia sido criada uma tela de injeção de fluido de perfuração e água residual a partir de tais ligas para uso em poços a fim de permitir o descarte de água produzida, ou outros produtos residuais, de volta à formação de onde foram originados ou injetar produtos químicos para pressurizar a formação auxiliando assim na produção ou quaisquer aplicações onde fluídos ou semi-sólidos devam ser injetados ou retirados de um ambiente de fundo de poço. Todas as referências usarão o método de Sistema de Numeração Uniforme para designação da composição de liga conforme determinado pela ASTM e SAE.
[0005] Embora propriedades resistentes à corrosão de ligas de níquel sejam conhecidas, o custo e dificuldade da fabricação de estruturas tubulares de campo petrolífero de comprimento padrão sem costura tem sido considerados intransponíveis. Um método de realização desta fabricação pode ser a perfuração de barras de liga de níquel, seguida de redução a frio do tubular resultante, para alcançar os comprimentos exigidos. Embora isto possa ser possível com uma parte das instruções deste pedido, devido ao resíduo resultante do processo de perfuração, ninguém tentaria de forma racional fabricar estruturas tubulares de campo petrolífero desta maneira. 0 depositante superou todos estes obstáculos para fabricar uma estrutura tubular de comprimento de campo petrolífero sem costura que pode ser usada para fabricar uma tela de injeção para um ambiente profundo, quente e ácido.
[0006] O presente pedido contém a descrição de um processo para a fabricação destas estruturas tubulares de campo petrolífero sem costura em comprimentos padrão tendo ambas as características físicas de resistência à corrosão e resistência elevada necessária para operação em poços profundos de petróleo e gás, que podem ser usinadas dentro de altas tolerâncias necessárias para dispositivos mecânicos de fundo de poço complexos modernos. Comprimentos padrão de campos petrolíferos ou OCTG variam dentro de faixas estreitas para os dois comprimentos de campo petrolífero mais comumente usados designados R2, que tem de 8,53 a 9,75 metros de comprimento, e R3, que tem de 11,58 a 13,10 metros de comprimento. A liga usada neste método opera bem sob ambas as condições e é, portanto, bem adaptada para uso em campos de petróleo e gás. A fabricação de ligas de níquel nestes comprimentos padrão não foi realizada prontamente.
Tentativas anteriores para tal resultaram em estruturas tubulares tão difíceis de serem usinadas que a maioria desistiu de tentar. Após a fabricação de um tubular de campo petrolífero usinável a partir de liga de níquel conforme descrito aqui, a conclusão da estrutura tubular através de usinagem pode ser realizada imediatamente.
[0007] Telas de poço, que, por muito tempo, foram usadas para drenar ou injetar fluídos em poços, são um exemplo pertinente. A tecnologia para a fabricação de tais telas tem reconhecido a necessidade de criar ranhuras, como, por exemplo, através de corte, que forneceram aberturas em pedra angular em seção transversal. Ver, por exemplo, Patente N° U.S. 1.207.808, emitida em 12 de dezembro de 1916. Com frequência, estas ranhuras da pedra angular são feitas cortando a superfície, em seguida comprimindo a superfície externa para fechar a ranhura em sua borda externa para formar um ressalto. Veja, também, Patente N° U.S. 1.652.208, emitida em 13 de dezembro de 1927 e 2.358.873, emitida em 26 de setembro de 1944.
[0008] Os desenvolvimentos modernos procuram melhorar estes métodos antigos de criação de espaçamento uniforme nas ranhuras em larguras menores. As ranhuras tendo larguras entre 0,38 e 0,63 milímetros, enquanto para muitas aplicações larguras preferenciais exigiríam ranhuras uniformes de aproximadamente 0,13 a 0,18 milímetros para impedir a entrada de partículas na tela tubular. Uma série de patentes recentes procuram criar um ressalto externo uniforme para cada fenda através de uma variedade de técnicas. Ver, por exemplo, as Patentes N° U.S. 6.112.570, emitida em 5 de setembro de 2000; 6.898.957, emitida em 31 de maio de 2005; 7.069.657, emitida em 4 de julho de 2006; 7.073.366, emitida em 11 de julho de 2006.
[0009] As técnicas para fabricação de telas de poço com estas altas ligas de niquel não foram bem sucedidas devido às propriedades de endurecimento da operação destas ligas de niquel que tornam o produto finalizado menos capaz de enfrentar os rigores das aplicações de poços profundos. A usinagem inadequada pode levar a fraturas por estresse iniciais e falhas catastróficas nestes tipos de poços. Consequentemente, o depositante desenvolveu um processo de fabricação que permite que as ferramentas, tais como estas telas, sejam fabricadas com o produto finalizado tendo as características físicas para suportar o ambiente de poço rígido em que elas serão colocadas.
Breve Sumário da Invenção [0010] A fabricação de estrutura tubular resistente à corrosão tendo uma resistência à tensão mínima de 65-ksi (65.000 psi) pode ser realizada através da seleção de uma liga de níquel tendo uma massa e extensão longitudinal suficientes para criar uma estrutura tubular em um comprimento de campo petrolífero padrão; trepanação do lingote para formar uma estrutura tubular; formação de um furo no eixo longitudinal do referido pedaço de metal para criar uma estrutura tubular, aumento do tamanho de grão da liga de níquel da estrutura tubular através de aquecimento da estrutura tubular e resfriamento em água; trabalho a frio da estrutura tubular; tratamento térmico através de recozimento e resfriamento em água do tubular para aumentar um tamanho de grão do membro tubular para Tamanho de Grão ASTM N° de 0 para permitir a usinagem; e, usinagem do tubular para formar um produto final. 0 pedaço de metal pode ser um lingote, que será extrusado após a trepanação, ou uma barra que pode ser perfurada para formar uma estrutura tubular. 0 lingote é trepanado e arredondado em uma extremidade para permitir a extrusão, e em seguida é aquecido para molhar cuidadosamente o lingote para em seguida ser submetido à extrusão e resfriamento em água imediatamente. Como alternativa, uma estrutura tubular pode ser formada a partir de uma barra de liga de níquel que é perfurada e em seguida recozida e resfriada em água antes do trabalho a frio. Redução a frio, formação de cisalhamento ou extrusão podem realizar o trabalho a frio.
[0011] Embora muitas ligas de níquel possam ser usadas para este tipo de fabricação, as ligas N06625 e N07716 são as mais preferenciais para esta fabricação por uma variedade de razões. Se a liga de níquel N07716 for escolhida, o método para fabricação deve incluir ainda o processo de recozimento de solução e envelhecimento do membro tubular após a usinagem para obter um nível de resistência de pelo menos 110 ksi.
[0012] Uma etapa de recozimento a cerca de 2.050 °F por uma hora, seguida de resfriamento em água, entre a primeira e a segunda redução a frio, permite um processo de redução duplo a ser seguido. Isto permite que as ligas sejam reduzidas aos comprimentos preferenciais de campos petrolíferos sem endurecimento excessivo do material do trabalho a frio. A partir deste material, um novo artigo de fabricação, uma estrutura tubular de poço de petróleo ou gás para uso em poços de petróleo ou gás profundos, corrosivos e formado a partir da liga determinada em qualquer um dos dois pode ser fabricado. A partir destas estruturas tubulares fabricadas conforme descrito acima, um novo artigo de fabricação, uma tela de descarte de água para uso em um poço de petróleo e gás profundo pode ser formada a partir das ligas descritas acima.
[0013] Estas estruturas tubulares ranhuradas resistentes à corrosão para injeção de água ou outros produtos químicos em um poço são formados como um membro tubular fabricado a partir de uma liga de níquel resistente à corrosão reduzida a frio e extrusada; e fornecem uma pluralidade de ranhuras espaçadas cada uma tendo uma abertura externa na superfície externa da estrutura tubular e cada uma tendo uma abertura interna na superfície interna da estrutura tubular maior em tamanho do que a abertura externa. A estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão é formada a partir de um liga de níquel resistente à corrosão selecionada de um grupo de ligas de níquel que consiste de: N06625, N07716, N10276, N08825, N05500, N06002, N07500, N07750, N09901, N10001, N06950, N06985, N09928 e N10004. A liga de níquel resistente à corrosão preferencial é N06625. 0 tubular ranhurado resistente à corrosão descrito pode fornecer cada ranhura na superfície externa do tubular, tendo no máximo 63,5 milímetros de comprimento e uma ranhura na superfície interna do tubular, tendo no máximo 46,5 milímetros. 0 tubular ranhurado resistente à corrosão é fabricado a partir de uma liga de níquel que pode fornecer um tamanho de grão da ASTM de no máximo 2, antes da usinagem; e, para N07716, um número de tamanho de grão de pelo menos 4, após conclusão da do processo de fabricação. Além disso, a estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão fornece ranhuras que são espaçadas circunferencialmente de modo uniforme em grupos em forma de tabuleiro alternados para manter a integridade física da estrutura tubular. Como alternativa, a estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão pode ser fabricada com ranhuras que são cortadas em um padrão espiral na superfície externa da tubular ou em grupos alternados ao longo de um plano perpendicular ao eixo longitudinal da estrutura tubular, ou seja, cortes transversais ao eixo longitudinal ou até mesmo como furos equidistantes na superfície externa da estrutura tubular. Seguindo a prática industrial, a tubular ranhurada resistente à corrosão — seja como for fabricado — fornece ranhuras, ou furos, na superfície externa de cada abertura que é menor do que a abertura correspondente na superfície interna para, através disto, inibir a entrada de areia na estrutura tubular em consequência da instalação da tela, embora ranhuras ou furos retos tendo a mesma largura na superfície externa que a encontrada na superfície interna pudessem ser fabricados sem fugir da essência desta invenção. Breve Descrição das Figuras [0014] A Fig. 1 é um fluxograma das etapas para a fabricação de uma estrutura tubular de liga de níquel que pode ser usada para uma tela de poço entre outras coisas.
[0015] A Fig. 2 é um gráfico de tempo/temperatura do pré-aquecimento do lingote antes da extrusão e o resfriamento em água que segue.
[0016] A Fig. 3 é um gráfico de tempo/temperatura das etapas de recozimento no lingote após extrusão e trabalho a frio.
[0017] A Fig. 4 é um gráfico de tempo/temperatura das etapas de recozimento da solução e endurecimento por envelhecimento realizadas na liga N07716 para permitir usinagem e endurecimento da estrutura tubular.
[0018] A Fig. 5 é uma vista em perspectiva de uma modalidade da tela de descarte de água fabricada pelo processo da presente invenção.
[0019] A Fig. 6 é uma vista secional transversal da tela mostrando outra forma de uma modalidade de uma disposição de ranhura escalonada da tela fabricada por este processo.
[0020] A Fig. 7 é uma vista parcial detalhada da ferramenta mostrando o escalonamento das ranhuras, ainda de outra modalidade de uma tela com extrusão de ranhura tipica, na superfície externa da tela fabricada por este processo.
[0021] A Fig. 8 é uma vista parcial detalhada de outra modalidade de uma tela de injeção de água mostrando ranhuras em espiral na superfície externa da tela fabricada por este processo.
[0022] A Fig. 9 é uma vista parcial detalhada ainda de outra modalidade de uma tela de injeção de água mostrando ranhuras transversais alternadas em uma tela de injeção de água fabricada por este processo.
[0023] A Fig. 10 é uma vista parcial detalhada ainda de outra modalidade de uma tela mostrando aberturas circulares na superfície externa da estrutura tubular fabricada por este processo.
Descrição Detalhada da Invenção [0024] A vantagem de usar um estoque tubular de alta temperatura, alta resistência e resistente à corrosão em poços de petróleo e gás foi percebida há muito tempo. Estas ligas são frequentemente especificadas como matéria-prima, para tubulação e ferramentas de fundo de poço e superfície, onde a resistência inerente à corrosão por cloreto é bem reconhecida. A habilidade de produzir uma estrutura tubular extrusada e, portanto, sem costura nos comprimentos exigidos para uso na indústria de petróleo e gás iludiu a indústria, pois muitas das mesmas características que tornam estas ligas com alto teor de níquel desejáveis também as tornam difíceis de serem extrusadas. 0 trabalho a quente do lingote resultante do ato de empurrar um membro tubular trepanado através de um sistema de extrusão por matriz muda substancialmente a estrutura cristalina e, portanto, as características físicas do membro tubular resultante.
[0025] O depositante obteve um membro tubular para uso em poços de petróleo e gás corrosivos que foi reformado para ter as mesmas características da liga especificada UNS 06625, e, portanto, reter a maleabilidade e funcionalidade da liga padrão. Como mostrado na Fig. 1, o método, primeiramente, consiste da obtenção de um lingote ou barra com massa e tamanho suficientes para permitir a trepanação do lingote 100 ou perfuração da barra para formar um pedaço de metal tubular para processo posterior. Idealmente, todos os membros tubulares serão formados em membros tubulares com um diâmetro externo de 3 W' (OD) até membros maiores, que podem chegar a 13 5/8" OD. A variação de comprimento dentro de faixas estreitas para dois comprimentos de campos petrolíferos padrão designou o R2 que pode estar entre 8,53 a 9,75 metros de comprimento e o R3 que pode estar entre 11,58 a 13,10 metros de comprimento. Os lingotes de 35" de comprimento e 12,0" de OD são considerados ideais para a maioria das prensas de extrusão disponíveis para este mercado. As barras a serem perfuradas teriam aproximadamente 7 1/2'" de OD e cerca de 23' de comprimento. A ferramenta de fundo de poço da presente invenção que é fabricada pelo presente processo é uma tela resistente à corrosão que é fabricada a partir de lingotes que estão em uma média de 40" de comprimento e 10,9" de OD (e após trepanação 6,12" de ID) que são adequados para serem extrusados em uma prensa de extrusão e submetidos a trabalho a frio duplo, nesta aplicação por redução, em conformidade com o método descrito aqui para formar uma pedaço de metal tubular de aproximadamente 5 ½ polegadas de OD com uma espessura de poço de 0,77 milímetros e comprimento de 860 milímetros. O tamanho do produto finalizado ditará o tamanho do lingote usado como o material inicial. Estes lingotes são cortados ao comprimento apropriado, polidos no OD, e em seguida o lingote é trepanado 102. O furo interno é polido para fornecer uma superfície suave de 125 RMS ou mais e em seguida as extremidades são cortadas e defrontadas. Uma extremidade do lingote, chamada de "Extremidade Arredondada", é arredondada 102 adequadamente para minimizar a fricção inicial durante a entrada do lingote na extrusão por matriz. As temperaturas de trabalho a quente sugeridas para estas ligas ficam, normalmente, entre 1975 °F e 2295 °F (1079-1257 °C) e no máximo até 2300 °F (1260 °C) para N07716.
[0026] Se o material inicial for uma barra de liga de níquel 101, a barra poderá ser perfurada imediatamente 105 para formar um pedaço de metal tubular. Embora a perfuração seja o trabalho a frio da liga, o endurecimento exige que a estrutura tubular perfurada seja recozida 107 e resfriada em água 108, antes do trabalho a frio adicional 110, como, por exemplo, através de redução a frio, formação ou extrusão de cisalhamento para aumentar o comprimento da estrutura tubular até o comprimento padrão exigido. A Fig. 2A mostra o perfil de temperatura/tempo desta etapa de recozimento e pré-trabalho a frio, que procura recozer a barra perfurada por cerca de uma hora a uma temperatura entre 1900 °F e 2050 °F (1038 - 1121 °C). A partir desta etapa em diante, cada processo segue o mesmo procedimento para formar o produto tubular finalizado descrito abaixo. 0 método preferencial para a formação destas estruturas tubulares é através de extrusão. Acredita-se que a resíduo da liga de níquel a partir desta etapa de perfuração tornará esta alternativa comercialmente inviável.
[0027] No final do processo de extrusão 106 para o OD de 5 W desejado, a tubular para este tamanho é de aproximadamente 7.5" de OD com uma espessura de parede de 750". Após a extrusão 106, como mostrado detalhadamente na Fig. 1, o lingote/estrutura tubular é resfriado em água 108. A estrutura tubular é, em seguida, trabalhada a frio através de redução pela primeira vez 110. Este trabalho a frio 110 reduz a tubular a 6,375" de OD com uma espessura de parede de .500".
[0028] A estrutura tubular 112 é, em seguida, recozida para mitigar a estrutura tubular para outro trabalho a frio 114 após outra etapa de resfriamento em água 113. Antes da extrusão, o lingote é pré-molhado para facilitar a extrusão e para diminuir o tamanho de grão do lingote. Esta pré-molhagem pode ser feita em um forno de indução ou um forno atmosférico. Como mostrado na Fig. 2, temperaturas no forno por bobina de indução 5 são elevadas em etapas com tempos de espera projetados para garantir temperaturas uniformes a partir do núcleo do lingote até sua superfície. A temperatura no forno atmosférico 6 é elevada ficando próxima à temperatura de ponto de ajuste quando o tempo para a molhagem é iniciado. Independente do tipo de forno usado, cada lingote tubular trepanado é, em seguida, aquecido de modo uniforme 104 à cerca de 2150 °F antes do processo de extrusão. De preferência, o lingote fornecido para iniciar este processo é suficiente para fornecer um membro tubular concluído entre 3 W de diâmetro externo a 13 5/8" de diâmetro externo e comprimentos entre 8,53 e 13,10 metros, tendo um tamanho de grão de 3 ou menor, para facilitar a fabricação de uma liga de alta resistência e grãos finos após a extrusão, trabalho a frio e usinagem. Deve ser observado que embora a presente invenção seja fabricada através de redução a frio dupla da estrutura tubular, o trabalho a frio pode ser realizado por outras técnicas reconhecidas referentes a poços, tais como formação de cisalhamento, ou extrusão a frio. Estas técnicas são bem conhecidas na indústria de fabricação de metais.
[0029] Quando pré-aquecido usando um forno por bobina de indução como estabelecido anteriormente, o lingote é aquecido antes da extrusão na forma em etapas 5 como mostrado mais detalhadamente na Fig. 2. O lingote é aquecido a 1600 °F (871 °C) e permanece assim por (15) minutos, em seguida é aquecido novamente em etapas de 100 a 200 °F (37 -93 °C) e mantido em cada platô (i.e. 1800 °F e 1900 °F) por quinze minutes até que seja finalmente aquecido a 1900 a 2150 °F (1038 - 1177 °C) onde é molhada por duas horas antes da extrusão para permitir aquecimento uniforme do lingote todo. Quando pré-aquecido em um forno atmosférico, o forno é trazido lentamente de 1900 a 2150 °F e monitorado por um termopar de contato ou embutido. Quando a temperatura do lingote alcança 25 °F abaixo da temperatura de ponto de ajuste para o tipo específico de forno, o tempo é monitorado e o lingote é mantido na temperatura por pelo menos um mínimo de 1 hora. Nota-se que os tempos na temperatura devem ser ajustados com base nas características específicas do forno.
[0030] O lingote é, em seguida, extrusado 106 em uma velocidade de extrusão de no máximo 120"/min. o lingote extrusado, agora o material inicial para a tubular sem costura, é em seguida, imediatamente, resfriado em água 108 para interromper outras mudanças cristalinas que podem tender a endurecer a estrutura tubular nestas temperaturas elevadas antes do trabalho a frio 110. Este trabalho a frio aumenta a rigidez da estrutura tubular de modo que a tubular é, em seguida, submetida a recozimento a 1900 a 2050 °F por um minimo de 1 (uma) hora 112 para realcançar um tamanho de grão da ASTM não maior do que 2, com um tamanho de grão da ASTM de 0 sendo mais preferencial, seguido de um resfriamento em água imediato 113. Devido às limitações físicas dos sistemas de trabalho a frio atuais, um segundo passo de trabalho a frio 114 é feito para reduzir a estrutura tubular a sua configuração final; isto é, a modalidade preferencial para uso como uma tela resistente à corrosão fabricada a partir de um OD de 5 W com uma tubular de espessura de parede de .304" tendo um comprimento de 34'. Uma vez que a tubular tenha sido submetida ao trabalho a frio final para obter o tamanho desejado, o membro tubular é submetido a recozimento novamente 116 a 1.900 a 2.050 °F (1038 - 1121 °C) por no mínimo 1 (uma) hora, seguido de resfriamento em água imediato 117 para alcançar um tamanho de grão para facilitar a usinagem. Como observado anteriormente, o tamanho de grão da ASTM deve ser um mínimo de 2 com zero sendo mais preferencial para facilitar a usinagem.
[0031] A estrutura tubular fica então pronta para usinagem e enroscamento para ser fabricada em sua configuração utilizável final. Na modalidade preferencial, é desejada uma tela de injeção de água resistente à água. Outras ferramentas de fundo de poço ou estruturas tubulares poderiam considerar este processo útil na fabricação de empacotadores, suportes, OCTG (produtos tubulares do pais do petróleo), estruturas tubulares ou semelhantes, que podem ser expostos a ambientes corrosivos quando colocados no poço.
[0032] As mesmas etapas são usadas para levar a liga N07716 à etapa em que poderia ser usada para formar uma estrutura tubular útil ou ferramenta de fundo de poço tendo uma taxa de resistência maior do que NO6625. Enquanto a liga N07716 obtém alguma resistência através de trabalho a frio, devido a diferenças sutis da química de N06625, o processo térmico pode ser aplicado para alcançar a Tensão de rendimento mínima de 110 ksi desejada tornando o membro tubular adequado para aplicações em fundo de poço onde são exigidos materiais de resistência maior.
[0033] Após o membro tubular N07716 ter sido submetido a vários processos de trabalho a frio e recozimento descritos para a liga N06625 acima, a tubular N07716 é solução recozida 122 a 1875 a 1925 °F (1024 - 1053°C) por um tempo mínimo de hora em temperatura, em seguida refrigerada 124 em uma taxa de refrigeração de ar ou mais rápida, tal como através de resfriamento em água 123. Se for necessária ranhuragem com este material, as ranhuras são cortadas ou de forma diversa usinadas na tubular 125 como será descrito posteriormente na parede externa da estrutura tubular. O recozimento da solução e usinagem da estrutura tubular feita a partir de N07716 é seguida de endurecimento por envelhecimento 126 a 1310 a 1455 °F (710 - 791 °C) de 4 a 12 horas em temperatura, forno refrigerado 128 a 1130 a 1275 °F (610 - 691 °C) por 4 a 12 horas e refrigerado a temperatura ambiente 130 em uma taxa equivalente à refrigeração de ar ou através de um resfriamento em água 129. 0 enroscamento 131 de N07716 endurecido por ser realizado através de endurecimento por envelhecimento e etapas de refrigeração devido às características conhecidas deste tipo de equipamento.
[0034] Caso N07716 deva ser usado somente para uma tubular de fundo de poço, a etapa de usinagem 125 pode ser pulada sem fugir da essência desta invenção. A estrutura tubular terá todas as características de resistência à corrosão e a resistência para fornecer serviços de campos petrolíferos em ambientes hostis.
[0035] Após o processamento térmico, o membro tubular exibirá as seguintes características de resistência: Resistência à tensão Final Mínima 150.000 psi (1034 MPa) Tensão de rendimento 120,000 - 140.000 psi (827 - 965 MPa) Alongamento Mínimo 20% Redução Mínima de Área 35% Rigidez Máxima 43 HRC
Resistência de Impacto Charpy Média Mínima de 35 pés-libras (47 J) Resistência de Impacto Charpy de Valor Único Mínimo de 32 pés-libras (43 J) em ou próxima à superfície.
[0036] Também se acredita que as seguintes ligas também podem ser usadas para a fabricação de estruturas tubulares de comprimento de campos petrolíferos como descrito aqui: N06625, N07716, N10276, N08825, N05500, N06002, N07500, N07750, N09901, N10001, N06950, N06985, N09928 e N10004.
[0037] As estruturas tubulares de campos petrolíferos descritas acima, fabricados a partir das ligas Ν06625 e 07716 fornecem um novo recurso para a indústria de petróleo e gás. Aplicações especificas podem ser reconhecidas imediatamente a partir das etapas descritas anteriormente. A fabricação de telas resistentes à corrosão fornece um uso apto para estas estruturas tubulares de comprimento padrão. Como observado anteriormente, telas são conhecidas na indústria de petróleo e gás. Não há telas de descarte de água residual conhecidas, projetadas especificamente para sua resistência à corrosão, que tenham sido fabricadas de liga de níquel, e especificamente não se tem conhecimento de nenhuma que tenha sido fabricada a partir de liga N06625 ou N07716 em comprimentos de campos petrolíferos padrão. Para fins de injeção de produtos químicos e salmoura de volta nos poços, havia necessidade de uma tela de poço resistente à corrosão que pudesse sobreviver tanto aos efeitos corrosivos das soluções sendo bombeadas de volta para o poço para descarte como ao calor e abrasividade dos materiais sendo bombeados na solução. O descarte de água em programas de perfuração em grandes campos petrolíferos pode ser executado na ordem de milhões de dólares a cada ano se a água residual precisar ser retirada de um local de poço remoto para descarte. A indústria de petróleo e gás há muito tempo começou a utilizar injeções de água de poços em zonas estratigráficas apropriadas para descarte desta água residual perigosa. A tecnologia para isolar uma zona de água adequada com empacotadores é bem conhecida na indústria. Uma vez que a zona esteja isolada, a água residual é bombeada para a zona a partir da superfície e através da tela da presente invenção. Estas telas são fabricadas em comprimentos tubulares de campos petrolíferos padrão, entre comprimentos de 9,14 e 12,19 metros.
[0038] Cada extremidade é enroscada para permitir que as telas sejam montadas no local do poço de forma usada para ligar todos os membros de colunas de perfuração. Uma vez que o desgaste da superfície de rosca é um problema com estes materiais de ligas de níquel, as roscas premium são o método preferencial de conclusão da tela de poço para ligação umas com as outras e as estruturas tubulares usadas para mover a tela de poço no local adjacente à zona de água. Os tamanhos preferenciais comuns em aplicações de telas de poços teriam, portanto, espessura de parede de 4 1/2" OD x .271, espessura de parede 5 1/2" OD x .304, espessura de parede de 5 1/2" OD x .415 ou espessura de parede de 6 5/8" OD x .352, embora outros tamanhos pudessem ser fabricados sem fugir da essência ou intenção desta divulgação.
[0039] Devido a estas telas de poço serem inseridas em poços desviados e terem de atravessar curvas substanciais e curvas do tipo "perna de cachorro" para serem adequadamente inseridas, a tela deve ser capaz de suportar forças de flexão torsionais e axiais. Consequentemente, o projeto e colocação das ranhuras que tendem a enfraquecer a resistência do material tubular devem ser concluídos com vista às forças esperadas que as telas podem encontrar na implantação.
[0040] Visto que, em alguns casos, as ranhuras em cada fileira têm menos de 0,38 milímetros, deve-se tomar cuidado na entrega e instalação da tela de poço no local de trabalho. Protetores de rosca e caixas de entrega devem ser usadas para impedir sopros na parede tubular que poderíam fechar estas fendas. Máquinas de recolhimento e deposição de tubulação devem ser utilizadas para instalar estas telas de poços na torre de perfuração antes da instalação para impedir o arrasto da tela de poço até a entrada da tubulação.
[0041] A Fig. 5 mostra uma junta de tela de descarte de água típica. O padrão de ranhura destas telas pode variar com base na ação da peneira exigida pela formação na qual a água residual deve ser injetada, mas na modalidade mostrada aqui, não mais do que 33 ranhuras por coluna axial em torno da tela são cortadas e no máximo 144 colunas por junta de tela, sugerindo que, se mais do que 4.752 ranhuras forem cortadas em qualquer junta de tela, N07716 no nível de resistência mais alto deve ser usada para manter a integridade de resistência do material. A modalidade preferencial aqui mostrada é fabricada com largura de cada ranhura sendo de 0,41 milímetros antes da usinagem para fechar a ranhura a 0,38 milímetros ou menos. Em uma junta de tela de 13 metros de comprimento, um metro em cada extremidade é fornecido para composição e manuseio da tubulação e 11 metros para a ranhuragem. Estima-se que uma tela de injeção de água tubular de 5 W, 17,0 libras/pés, feita a partir de material N06625 terá uma Força de rendimento de 80.000 psi, e uma resistência à tensão de 122.000 psi. Isto sugere que a tela terá uma carga de tração em excesso de 305.000 libras., um fator de carga de compressão de 195.000 libras, uma taxa de torque de 18.000 pés/libras e um momento de flexão de 4.000 pés/libras. Cada tela tem uma pressão de colapso calculada de 5.950 psi e uma pressão de ruptura de 7.075 psi. Com estas características físicas, estas telas de injeção de água serão capazes de fornecer serviços longos e livres de problemas à indústria de petróleo. Como observado anteriormente, se forem exigidas resistências maiores, a liga N07716 será substituída no lugar da N06625 sem fugir da essência ou intenção desta invenção. A Fig. 6 mostra uma vista secional transversal típica do formato da pedra angular inversa da fenda. 0 diâmetro externo é menor do que o diâmetro interno da fenda. De preferência, a largura do OD é menor do que 0,38 milímetros, enquanto o ID tem 0,63 milímetros ou mais. Isto impede a entrada de areia no interior da tela e possui auto-limpeza devido à pressão de fluxo da água residual conforme a mesma é injetada na zona de descarte.
[0042] A maioria dos processos para a formação deste ressalto constitui trabalho a frio da superfície externa da tubular com um rolete para aplainar ou fechar o ressalto para originar o formato de pedra angular. Esta etapa de trabalho a frio pode ser realizada após o segundo recozimento. Se não mais do que uma tela de poço de 65 ksi for desejada, nenhum outro processamento será exigido para as telas de liga N06625. Se uma Força de rendimento mínima maior de cerca de 110 a 120 ksi for desejada, o uso da liga N07716 para formar a tela deve ser finalizado com o tratamento térmico descrito anteriormente. Após o membro tubular N07716 ter sido submetido aos mesmos processos de trabalho a frio e recozimento que N06625 recebeu, a estrutura tubular tem solução recozida 122 a 1875 a 1925 °F (1024 -1052 °C) por um tempo mínimo de ^ hora em temperatura, em seguida refrigerada 124 por ar ou resfriamento em água. Veja a Fig. 4 para um perfil de tempo e temperatura completo deste recozimento e processo de endurecimento por envelhecimento. Qualquer ranhuragem 125 a ser feita a este produto de liga é realizada neste ponto do processo. A tela é, em seguida, endurecida por envelhecimento 126 a 1310 a 1455 °F (710 -791 °C) de 4 a 12 horas, em seguida o forno é refrigerado 128 a 1130-1275 °F (610 - 691 °C) por 4 a 12 horas e finalmente refrigerado a temperatura ambiente 130 em uma taxa equivalente à refrigeração de ar. Após esta última etapa, a tela deve exibir as características de resistência desejadas. A ranhuragem pode ser realizada através de corte, tal como por uma pluralidade de lâminas de carboneto em conformidade com as técnicas praticadas atualmente nesta indústria, ou através de água e jateamento abrasivo, ou com arco elétrico, tocha de gás, ou sistemas de corte a laser, todos sem fugir da essência ou intenção desta aplicação.
[0043] A Fig. 7 é uma vista alternativa mais próxima da modalidade mostrada na Fig. 5 das fendas na superfície externa da tela 50 mostrando um escalonamento das fendas na tela. 0 tamanho das fendas externas 51 será menor em largura do que o tamanho das fendas internas 52 após o trabalho a frio da parte externa para fechar as fendas na superfície externa.
[0044] A Fig. 8 divulga ainda outra modalidade das fendas na superfície externa da tela 60 mostrando um padrão em espiral das fendas 61 na parte externa da tela e fornecendo, novamente, fendas alargadas 62 na parte interna da tela.
[0045] A Fig. 9 divulga um terceiro padrão de fendas 71 formadas na parte externa da tela 70 em um padrão horizontal ao eixo longitudinal da tela de poço. Como todos as outras extrusões de fendas, a fenda externa 71 fornece uma largura menor do que a fenda interna correspondente 72 para impedir a entrada de areia na parte interna da tela.
[0046] A Fig. 10 divulga um quarto padrão de furos 81 em uma tela 80. Esta tela também exibe de forma semelhante à largura interna de cada furo 82 maior do que a largura da abertura externa correspondente ao furo 81.
[0047] A presente invenção é aplicável à produção de estruturas tubulares de campos petrolíferos sem costura em comprimentos padrão a serem usadas em ambientes altamente corrosivos, em alta temperatura. Uma tela para injeção de soluções corrosivas na formação é descrita e reivindicada aqui, embora outras ferramentas possam ser prontamente adotadas para ter as mesmas características usando o mesmo estoque tubular. Embora a presente invenção seja descrita junto com uma descrição das etapas preferenciais para fabricação desta tela de injeção usando este método, deve ficar entendido que as modificações e variações podem ser usadas sem fugir da essência da invenção, como aqueles versados na técnica irão entender imediatamente. Considera-se que tais modificações e variações estão dentro do escopo da invenção e a invenção é limitada somente pela linguagem expressa das reivindicações estipuladas abaixo.
REIVINDICAÇÕES
Claims (19)
1. Método de fabricação de uma estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, tendo uma resistência à tensão mínima de 65-ksi, caracterizado pelo fato de que compreende: seleção de um pedaço de metal de liga de níquel não-ferromagnética com baixo cobalto, em que o pedaço de metal de liga de níquel não-ferromagnética com baixo cobalto é um lingote a ser extrusado, selecionado a partir de um grupo de ligas de níquel composto por: N06625, N07716 e N06985, que tem massa e extensão longitudinal suficientes para criar uma estrutura tubular em um comprimento de campo petrolífero padrão; formação de um furo no eixo longitudinal do referido pedaço de metal para formar uma estrutura tubular; aumento do tamanho de grão da liga de níquel não-ferromagnética com baixo cobalto da estrutura tubular através de aquecimento da estrutura tubular e resfriamento em água; trabalho a frio da estrutura tubular; tratamento térmico através de recozimento não oxidante e resfriamento em água da estrutura tubular para aumentar um tamanho de grão do membro tubular para Tamanho de Grão da ASTM N° 0 para permitir a usinagem; e usinagem do tubular para formar um produto final.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o trabalho a frio é redução a frio.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o trabalho a frio é formação de cisalhamento.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o trabalho a frio é extrusão.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de trabalho a frio é realizada através de dois passos tendo uma etapa de recozimento a cerca de 2.050 °F por uma hora, seguida de resfriamento em água, sendo o referido recozimento e o resfriamento em água concluídos entre a primeira etapa de trabalho a frio e a segunda etapa de trabalho a frio.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a formação compreende as etapas adicionais de trepanação e arredondamento da ponta do lingote, em seguida, aquecimento do lingote para alcançar um lingote saturado e extrusão para formar uma estrutura tubular.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o processo de formação compreende as etapas adicionais de perfuração da barra para formar uma estrutura tubular, em seguida, recozimento da estrutura tubular para permitir trabalho a frio adicional da referida estrutura tubular.
8. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que compreende a etapa adicional de recozimento em solução e envelhecimento da estrutura tubular após usinagem, para obter os níveis de resistência desejados de pelo menos 110 ksi.
9. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, fabricada por um método conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 8, para injeção de água ou outros produtos químicos em um poço, caracterizada pelo fato de que compreende: uma estrutura tubular fabricada a partir de uma liga de níquel não-ferromagnética com baixo cobalto resistente à corrosão extrusada em um comprimento de campo petrolífero padrão; e uma série de fendas espaçadas cada uma tendo uma abertura externa (51, 61, 71, 81) na superfície externa (50, 60, 70, 80) da estrutura tubular e cada tendo uma abertura interna (52, 62, 72, 82) na superfície interna da estrutura tubular.
10. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão para injeção de água ou outros produtos químicos em um poço, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que cada uma da série de ranhuras espaçadas fornece uma abertura interna (52, 62, 72, 82) maior em tamanho do que a abertura externa (51, 61, 71, 81).
11. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que a liga de níquel resistente à corrosão é selecionada a partir de um grupo de ligas de níquel não-ferromagnéticas com baixo cobalto que consiste em: N06625, N07716 e N06985.
12. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 11, caracterizada pelo fato de que a liga de níquel resistente à corrosão preferencial é N06625.
13. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que cada ranhura na superfície externa (51, 61, 71, 81) da estrutura tubular não é maior do que 2,50 polegadas (100 mm) e a ranhura na superfície interna (52, 62, 72, 82) da estrutura tubular não têm mais do que 1,83 polegadas (46,48 mm) de comprimento.
14. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que a liga de níquel tem um tamanho de grão da ASTM de no máximo 2, antes da usinagem e um número de tamanho de grão de no mínimo 4, no final do processo.
15. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que as ranhuras são espaçadas circunferencialmente de modo uniforme em grupos alternados em forma de tabuleiro.
16. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que as ranhuradas são cortadas em padrão espiral na superfície externa (50, 60, 70, 80) da estrutura tubular.
17. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que as ranhuras são cortadas em grupos alternados ao longo de um plano perpendicular ao eixo longitudinal da estrutura tubular.
18. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que a superfície externa (50, 60, 70, 80) fornece furos equidistantes.
19. Estrutura tubular ranhurada resistente à corrosão, de acordo com qualquer uma das reivindicações 14 a 17, caracterizada pelo fato de que a superfície externa de cada abertura (51, 61, 71, 81) é menor do que a abertura interna (52, 62, 72, 82) na superfície interna.
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