BRPI0924349B1 - Dispositivos revestidos para produção de poços de petróleo e gás - Google Patents
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Abstract
"dispositivos revestidos para produção de poços de petróleo e gás" proporciona-se dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás e métodos de preparar e usar referidos dispositivos revestidos. em uma forma, o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás inclui um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito a base de níquel-fósforo revestido eletricamente ou sem eletricidade termicamente tratado com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, mos2, ws2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (dlc, diamond- like-carbon ), nitreto de boro, e combinações dos mesmos. os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás podem proporcionar reduzido atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos para a construção de poços, completamento e produção de petróleo e gás.
Description
“DISPOSITIVOS REVESTIDOS PARA PRODUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO E GÁS”
CAMPO [0001] A presente revelação refere-se ao campo de operações de produção de poços de petróleo e gás. Ela refere-se mais particularmente ao uso de revestimentos para reduzir o atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos em dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Referidos dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás incluem equipamento de plataforma de perfuração, sistemas marítimos de tubo ascendente, materiais tubulares (revestimento, tubulação, e colunas de perfuração), cabeça do poço, árvores, e válvulas, colunas e equipamento de completação, completações de formação e face de areia, equipamento de elevação artificial, e equipamento para intervenção em poço.
FUNDAMENTOS [0002] A produção de poços de petróleo e gás sofre de problemas mecânicos básicos que podem ser onerosos, ou mesmo proibitivos, para corrigir, reparar, ou mitigar. O atrito é onipresente no campo de petróleo, dispositivos que se encontram em contato de movimento desgastam-se e perdem suas dimensões originais, dispositivos podem ser degradados pela corrosão e erosão, e depósitos em dispositivos podem aderir e impedir sua operação. Estes e todos os impedimentos potenciais para operações bem sucedidas, e todos os cinco problemas mecânicos, atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos, podem ser mitigados pelo uso seletivo de revestimentos como descrito abaixo.
US2005103497 refere-se a um aparelho de controle de fluxo de fundo de poço, tubulares super-isolados e ferramentas de superfície para a produção de óleo pesado por métodos de injeção de vapor a partir de poços multilaterais localizados em ambientes frios. W02006075774 refere-se a uma junta roscada para tubos de aço, a referida junta roscada tendo as superfícies de contato revestidas com uma camada inferior de um pó lubrificante sólido (dissulfureto de molibdênio, dissulfureto de tungstênio ou grafite) e um aglutinante (um epóxi ou outra resina orgânica) e uma
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2/80 camada superior de um revestimento protetor de corrosão sólido formado por uma resina orgânica que não contém partículas sólidas. US2008236842 se refere a um aparelho de campo petrolífero de fundo de poço compreendendo um revestimento carbono-semelhante-a-diamante (DLC) e método de utilização. O documento US US2002092808 refere-se a um aparelho para impedir a erosão de componentes do poço e o método de fabricar o mesmo. O aparelho compreende um revestimento disposto no poço e o revestimento inclui um revestimento à base de metal e preferivelmente níquel e fósforo. O revestimento também pode ser de base orgânica, tal como resina fenólica contendo cerâmica ou cermet. O documento W02007026970 refere-se a uma junta roscada para tubos de aço tendo uma primeira camada de revestimento de liga de Sn-Bi ou revestimento de liga de Sn-BiCu. O documento US2008292806 refere-se a um processamento de íons por imersão em plasma para revestimento de substratos ocos. O documento US2002038727 refere-se ao conjunto de protetor de tubo de perfuração para proporcionar elevação hidráulica e lubrificação de deslizamento melhorada a uma coluna de perfuração. O documento US 2008/0314646 refere-se a grânulos revestidos com barreira para um melhor material de revestimento utilizando a deposição de camadas atômicas. WO 2010/021725 refere-se a revestimentos de fricção ultrabaixa para conjuntos de hastes de perfuração.
Equipamento de plataforma de perfuração:
[0003] Após a identificação de uma locação específica como uma área de hidrocarbonetos prospectiva, iniciam as operações de produção com a mobilização e operação de uma plataforma de perfuração. Em operações de perfuração rotativa, uma broca de perfuração é fixada à extremidade de um conjunto de fundo de poço, que é ligado a uma coluna de perfuração compreendendo juntas de ferramentas e tubos de perfuração. A coluna de perfuração pode ser girada na superfície de uma mesa rotativa ou unidade acionadora de topo, e o peso da coluna de perfuração e do conjunto de fundo de poço ocasiona que a broca rotativa fure um orifício na terra. À medida que a operação progride, novas seções de tubo de perfuração são adicionadas à coluna de perfuração para aumentar seu comprimento global.
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Periodicamente durante a operação de perfuração, o furo de sondagem é revestido para estabilizar as paredes, e a operação de perfuração é retomada. Como um resultado, a coluna de perfuração opera usualmente tanto no furo de sondagem (“furo aberto”) e no interior do revestimento que foi instalado na perfuração do poço (“furo revestido”). Alternativamente, tubulação enrolada pode substituir a coluna de perfuração no conjunto de perfuração. A combinação de uma coluna de perfuração e conjunto de fundo de poço ou tubulação enrolada e conjunto de fundo de poço é referida aqui como um conjunto de haste de perfuração. A rotação da coluna de perfuração fornece potência através da coluna de perfuração e conjunto de fundo de poço para a broca. Na perfuração com tubulação enrolada, a potência é fornecida à broca por meio do fluido de perfuração. A quantidade de potência que pode ser transmitida por meio de rotação é limitada ao torque máximo que pode ser suportado por uma coluna de perfuração ou tubulação enrolada.
[0004] Em um método de perfuração alternativo e incomum, o revestimento propriamente dito é usado para perfurar nas formações terrestres. Elementos de corte são fixados à extremidade do fundo do revestimento, e o revestimento pode ser rotacionado para girar os elementos de corte. Na discussão a seguir, referência ao conjunto de haste de perfuração incluirá uma “coluna de revestimento da perfuração” que é usada para perfurar as formações terrestres neste método de “revestindo-enquanto-perfura”.
[0005] Durante a perfuração de um poço através formações subterrâneas, o conjunto de haste de perfuração sofre considerável contato deslizante tanto com o revestimento de aço e formações rochosas. Este contato deslizante resulta primariamente dos movimentos rotacionais e axiais do conjunto de haste de perfuração na perfuração do poço. O atrito entre a superfície móvel do conjunto de haste de perfuração e as superfícies estacionárias do revestimento e da formação cria considerável arraste na coluna de perfuração e resulta em torque e arraste excessivos durante as operações de perfuração. O problema causado pelo atrito é inerente em qualquer operação de perfuração, mas é particularmente problemático em poços perfurados direcionalmente ou em poços com alcance estendido (ERD,
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Extended Reach Drilling). A perfuração direcional ou ERD é o desvio da vertical intencional de uma perfuração de poço. Em alguns casos a inclinação (ângulo da vertical) pode ser de até noventa graus. Referidos poços são referidos comumente como poços horizontais e podem ser perfurados até uma profundidade considerável e uma distância considerável desde a plataforma de perfuração.
[0006] Em todas as operações de perfuração, a conjunto de haste de perfuração tem uma tendência a repousar contra o interior da perfuração do poço ou do revestimento do poço, porém esta tendência é muito maior em poços perfurados direcionalmente devido ao efeito da gravidade. A coluna de perfuração também pode apoiar-se localmente contra a parede do poço ou o revestimento em áreas em que a curvatura local da parede do poço ou do revestimento é elevada. Como a coluna de perfuração aumenta de comprimento ou grau de deflecção da vertical, a quantidade de atrito criada pelo conjunto de haste de perfuração em rotação também aumenta. Áreas de curvatura local acentuada podem aumentar a quantidade de atrito gerada pelo conjunto de haste de perfuração em rotação. Para superar este aumento de atrito torna-se necessária potência adicional para girar o conjunto de haste de perfuração. Em alguns casos, o atrito entre o conjunto de haste de perfuração e a parede do revestimento ou a perfuração do poço excede o torque máximo que pode ser tolerado pelo conjunto de haste de perfuração e/ou a capacidade máxima de torque da plataforma de perfuração e as operações de perfuração precisam ser interrompidas. Consequentemente, a profundidade a que poços podem ser perfurados usando equipamento e técnicas de perfuração direcional disponível é limitada, definitivamente pelo atrito.
[0007] Uma coluna de tubulação em movimento de contato deslizante relativamente a um tubo exterior, ou, de uma forma mais geral, um cilintro interior que se move dentro de um cilindro exterior, é uma configuração geométrica comum em várias destas operações. Um método do estado da técnica para reduzir o atrito causado pelo contato deslizante entre colunas de tubos consiste em aperfeiçoar a lubricidade do fluido anular. Em operações industriais, realizou-se tentativas para reduzir o atrito, principalmente, por meio do uso de soluções de lama a base de
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5/80 água e/ou petróleo contendo vários tipos de aditivos caros e frequentemente ambientalmente incompatíveis. Para muitos destes aditivos a lubricidade incrementada auferida com estes aditivos diminui à medida que aumenta a temperatura da perfuração do poço. Óleo diesel e outros óleos minerais também são frequentemente usados como lubrificantes, mas pode haver problemas com a eliminação da lama, e estes fluidos também perdem lubricidade a temperaturas elevadas. Determinados minerais, como bentonita, são conhecidos por auxiliarem a reduzir o atrito entre o conjunto de haste de perfuração e um furo de sondagem. Materiais, como Teflon, tem sido usados para reduzir o atrito por contato deslizante, no entanto, estes carecem de durabilidade e resistência. Outros aditivos incluem óleos vegetais, asfalto, grafite, detergentes, pérolas de vidro, e cascas de nozes, mas cada um possui suas próprias limitações.
[0008] Outro método do estado da técnica para reduzir o atrito entre tubos consiste em usar material de alumínio para a coluna interior porque o alumínio é mais leve do que o aço. No entanto, o alumínio é caro e pode ser difícil de usar em operações de perfuração, ele é menos resistente à abrasão do que o aço, e não é compatível com muitos tipos de fluidos (p. ex., fluidos com pH elevado). Alternativamente, a indústria desenvolveu meios de fazer “flutuar” uma coluna interior dentro de uma coluna exterior para passar o revestimento e revestimento vedador em inclinações acentuadas, mas a circulação é restrita durante esta operação e não é apropriada ao processo de perfuração.
[0009] Outro método adicional para reduzir o atrito entre colunas de tubos consiste em se usar um material de faceamento duro na coluna interior (também referido aqui como reforço ou endurecimento de superfície). A Patente dos Estados Unidos n° 4.665.996, incorporada aqui integralmente por referência, revela o uso de endurecimento de superfície aplicado sobre a principal superfície de apoio de um tubo de perfuração, com uma liga apresentando a composição de: 50-65 % de cobalto, 25-35 % de molibdênio, 1-18 % de cromo, 2-10 % de silício e menos de 0,1 % de carbono para reduzir o atrito entre uma coluna e o revestimento ou rocha. Como um resultado, diminui o torque necessário para a operação de perfuração
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6/80 rotativa, particularmente perfuração direcional. A liga revelada também proporciona excelente resistência ao desgaste na coluna de perfuração ao mesmo tempo que reduz o desgaste no revestimento do poço. Outra forma de reforço compreende cermetos de WC-cobalto aplicados no conjunto de haste de perfuração. Outros materiais de reforço incluem TiC, carbeto de Cr, e outros sistemas mistos de carbeto e nitreto. Uma liga contendo carbeto de tungstênio, como Stellite 6 e Stellite 12 (marca comercial da Cabot Corporation), apresenta excelente resistência ao desgaste como um material para endurecimento de superfície mas pode causar abrasão excessiva do dispositivo oposto. O reforço pode ser aplicado em porções do conjunto de haste de perfuração usando sobrecamada de solda ou métodos de pulverização térmicos. Em uma operação de perfuração, o conjunto de haste de perfuração, que apresenta uma tendência de apoiar-se no revestimento do poço, erode continuamente o revestimento do poço à medida que a coluna de perfuração gira.
[0010] Há muitas peças adicionais de equipamento que têm contato metal-metal em uma plataforma de perfuração [e] que estão sujeitas a atrito, desgaste, erosão, corrosão, e/ou depósitos. Estes dispositivos incluem, embora sem limitação, a lista a seguir: válvulas, êmbolos, cilindros, e mancais em equipamento de bombeamento; rodas, estruturas suportantes, áreas pavimentadas para testes , plataformas elevatórias, e paletes para mover a plataforma de perfuração e materiais e equipamento de perfuração; equipamento de acionamento de topo e de içamento; misturadores, impulsores, compressores, lâminas, e turbinas; e mancais de equipamento rotativo e mancais de brocas com partes móveis.
[0011] Determinadas operações diferentes de perfuração de poço são frequentemente conduzidas durante o processo de perfuração, incluindo perfilagem do furo de sondagem (ou da seção do poço revestido) para avaliar as propriedades da formação, testemunhagem para remover porções da formação para avaliação científica, captura de fluidos da formação em condições de fundo de poço para análises de fluidos, colocação de ferramentas contra o poço para registrar sinais acústicos, e outras operações e métodos conhecidos por aqueles versados na arte.
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Sistemas de tubos ascendentes marítimos:
[0012] Em um ambiente marítimo, uma complicação adicional é que a árvore da cabeça do poço pode ser “seca” (localizada acima do nível do mar, na plataforma) ou “molhada” (localizada no leito do mar). Em qualquer caso, tubos condutores conhecidos como “tubos ascendentes” são colocados entre a superfície e o leito do mar, com equipamento da coluna de perfuração passando internamente no tubo ascendente e com fluido de perfuração retomando pelo espaço anular. Tubos ascendentes podem ser particularmente suscetíveis aos problemas associados com a rotação de um tubo interior dentro de um tubo estacionário exterior porque os tubos ascendentes não são fixos, mas também podem mover-se devido ao contato, não só com a coluna de perfuração mas também com o ambiente marinho. O arraste e geração de vórtice de um tubo ascendente marítimo ocasiona cargas e vibrações que se devem, em parte, à resistência atricional da corrente do oceano em tomo da superfície exterior do tubo ascendente marítimo.
Materiais tubulares:
[0013] Materiais tubulares petrolíferos (OCTG, oil-country tubular goods) compreendem equipamento de coluna de perfuração, revestimento, tubulação, colunas de trabalho, tubulação enrolada, e tubos ascendentes. Comuns à maior parte dos OCTG (mas não tubulação enrolada) são as conexões roscadas, que são sujeitas a falha potencial resultante de interferência inapropriada de roscas e/ou vedações, levando ao travamento nos conectores de engate, o que pode inibir o uso ou reuso de toda a junta de tubos devido a uma conexão danificada. Roscas podem ser jateadas, enroladas a frio, e/ou tratadas quimicamente (p. ex., fosfato, plaqueamento com cobre, etc.) para aperfeiçoar suas propriedades anti-travamento, e aplicação de um compósito para rosca de tubo apropriado proporciona benefícios ao uso de conexões. No entanto, hoje ainda há problemas com travamento de roscas e problemas de interferência, particularmente com as ligas de material OCTG mais caras, para exigências extremas de serviço.
Cabeça do poço, árvores, e válvulas:
[0014] No topo do revestimento, os fluidos estão contidos pelo equipamento da
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8/80 cabeça do poço, que inclui tipicamente múltiplas válvulas e preventores de estouro (BOP, blowout preventers) de vários tipos. Válvulas de segurança sob a superfície são peças críticas de equipamento que precisam funcionar adequadamente no caso de uma emergência ou condição de incidente. Válvulas de segurança sob a superfície são instaladas no fundo do poço usualmente na coluna de tubos, e podem ser fechadas para impedir fluxo sub-superficial. Estranguladores e linhas de fluxo conectados à cabeça do poço (particularmente juntas e cotovelos) são sujeitos a atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos. Estranguladores podem ser cortados pelo refluxo de areia, por exemplo, tomando imprecisa a medição de taxas de fluxo.
[0015] Muitos destes dispostiivos baseiam-se em vedações e tolerâncias mecânicas muito estritas, incluindo tanto vedações metal-metal e elastoméricas. Muitos dispositivos (mangas, bolsas, bocais, agulhas, gavetas, esferas, plugs, conexões transversais, acoplamentos, vedadores, caixa de empanque, hastes de válvulas, centrífugas, etc.) são sujeitos ao atrito e degradação mecânica devidos à corrosão e erosão, e mesmo a bloqueio potencial resultante de depósitos de incrustações, asfaltenos, parafinas, e hidratos. Alguns destes dispositivos podem ser instalados poço abaixo ou no leito do mar, e pode ser impossível ou muito caro, quando muito, obter acesso de serviço para reparo ou restauração.
Colunas de completação e equipamento:
[0016] Com o poço de perfuração revestido para prevenir colapso do orifício de perfuração e fluxo incontrolado de fluido, a operação de completação precisa ser realizada para tornar o poço pronto para produção. Esta operação envolve passar equipamento para dentro e para fora do poço para realizar determinadas operações, como cimentação, perfuração, estimulação, e registro. Dois meios comuns de fornecimento do equipamento de completação são por cabo de perfuração e por tubo (tubo de perfuração, tubulação enrolada, ou colunas de trabalho). Estas operações podem incluir passar ferramentas de perfilagem para registrar as propriedades da formação e do fluido, pistolas de perfuração para criar orifícios no revestimento de forma a permitir a produção de hidrocarbonetos ou injeção de fluidos, vedadores temporários ou permanentes para isolar a pressão do fluido,
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9/80 vedadores para facilitar o ajuste do tubo de forma a proporcionar uma vedação entre o interior do tubo e áreas anulares, e tipos adicionais de equipamento necessário para cimentação, estimulação, e completação de um poço. Ferramentas de fios condutores e colunas de trabalho podem incluir vedadores, vedadores de teste, e remendos de revestimento, adicionalmente a ferramentas de instalação de vedadores, dispositivos para instalar válvulas e instrumentos em bolsas laterais, e outros tipos de equipamento para realizar uma operação no fundo do poço. A colocação destas ferramentas, particularmente em poços de alcance estendido, pode ser impedida pelo arraste do atrito. A coluna de completação final deixada no orifício de perfuração para produção é comumente referida como a coluna de tubos de produção.
Completamentos da formação e face de areia:
[0017] Em muitos poços, há uma tendência de que areia ou material da formação fluam para o interior do poço. Para impedir que isto ocorra coloca-se “telas de areia” no poço através do intervalo de completação. Esta operação pode envolver a utilização de um conjunto de grande diâmetro para finalidade especializada compreendendo um dos vários tipos de designs de tela de areia sobre um “tubo base” central. A tela e o tubo base frequentemente são sujeitos a erosão e corrosão e podem falhar devido a corte por areia. Da mesma forma, em poços com inclinação acentuada, a resistência por arraste atricional encontrada enquanto se passa telas no poço pode ser excessiva e limitar a aplicação destes dispositivos, ou a extensão do poço pode ser limitada pela profundidade máxima à qual é possível conduzir operações de passagem de telas devido à resistência por atrito.
[0018] Naqueles poços que requerem o controle da areia, um material de agente de escoramento semelhante a areia, “agente de escoramento”, é bombeado na área anular entre a tela e a formação para impedir que grãos da formação fluam através das telas. Esta operação é denominada um “recheio de cascalho” ou, se conduzida em condições de fraturamento, pode ser denominada um “recheio de fraturamento”. Em muitas outras formações, frequentemente em poços sem telas de areia, é possível conduzir tratamentos de estimulação de fratura em que este mesmo
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10/80 material de agente de escoramento ou um de tipo diferente é injetado em condições de fraturamento para criar grandes asas de fratura escoradas que se estendem afastando-se a uma distância significativa do poço para incrementar a taxa de produção ou de injeção. A resistência friccional ocorre enquanto se bombeia o tratamento, porque as partículas de agente de escoramento contatam uma às outras e as paredes continentes. Adicionalmente, as partículas de agente de escoramento são sujeitas a esmigalhamento e geram “finos” que aumentam a resistência ao fluxo de fluido durante a produção. As propriedades de agente de escoramento, incluindo a concentração, coeficiente de atrito, forma, e rugosidade do grão, são importantes para a execução bem sucedida deste tratamento e o derradeiro aumento da produtividade ou injetividade do poço.
Equipamento de elevação artificial:
[0019] Quando a produção de um poço é iniciada, ela pode fluir a taxas satisfatórias sob sua própria pressão. No entanto, muitos poços, em algum ponto de sua vida, requerem assistência para a elevação de fluidos para fora do poço. Muitos métodos são usados para elevar fluidos de um poço, incluindo: barra aspiradora, Corod™, e bombas submersíveis elétricas para remover fluidos do poço, elevadores de êmbolo para deslocar líquidos de um poço predominantemente de gás, e “elevação com gás” ou injeção de um gás ao longo da tubulação para reduzir a densidasde de uma coluna líquida. Alternativamente, é possível injetar produtos químicos de especialidade através de válvulas dispostas espaçadamente ao longo da tubulação para prevenir acúmulo de incrustações, depósitos de asfalteno, parafina, ou hidrato.
[0020] A coluna de tubos de produção pode incluir dispositivos para auxiliar o fluxo de fluido. Vários destes dispositivos podem basear-se em vedações e tolerâncias mecânicas muito estritas, incluindo tanto vedações metal-metal e elastoméricas. Interfaces entre partes (mangas, bolsas, plugs, vedadores, conexões transversais, acoplamentos, calibres, mandris, etc.) são sujeitas a atrito e degradação mecânica devido a corrosão e erosão, e ainda potencial bloqueio ou interferência de ajuste mecânico resultante de depósitos de incrustações, asfaltenos,
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11/80 parafinas, e hidratas. Em particular, elevação com gás, bombas submersíveis, e outro equipamento de elevação artificial podem incluir válvulas, vedações, rotores, estatores, e outros dispositivos que podem falhar em operar adequadamente devido ao atrito, desgaste, corrosão, erosão, ou depósitos.
Equipamento de intervenção em poço:
[0021] Frequentemente exige-se que operações embutidas em um poço próximas do intervalo da formação do reservatório obtenham dados ou que venham a iniciar, restaurar, ou incrementar a taxa de produção ou de injeção. Estas operações envolvem passar equipamento para dentro e para fora do poço. Dois meios comuns de transporte de ferramentas e equipamento para a completação são por cabo de perfuração e por tubo. Estas operações podem incluir passar ferramentas de perfilagem para registrar as propriedades da formação e do fluido, pistolas de perfuração para criar orifícios no revestimento de forma a permitir a produção de hidrocarbonetos e injeção de fluido, vedadores temporários ou permanentes para isolar a pressão do fluido, vedadores para facilitar uma vedação entre intervalos da completação, e tipos adicionais de equipamento altamente especializado. A operação de passar equipamento para dentro e para fora de um poço envolve contata deslizante devido ao movimenta relativo de dois corpos, criando com isso resistência por arraste atricional.
[0022] Portanto, dada a natureza expansiva destas amplas exigências para operações de produção, há uma necessidade de novas tecnologias de material de revestimento que protegem dispositivos contra o atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos resultantes do contata deslizante entre dois ou mais dispositivos e correntes de fluxo de fluido que podem conter partículas sólidas que viajam a altas velocidades. Esta necessidade requer materiais inéditas que combinam alta dureza com uma capacidade de baixo coeficiente de atrito (COF, low coefficient of friction) quando em contata com uma superfície oposta. Se referido material de revestimento também puder proporcionar uma superfície de baixa energia e baixo coeficiente de atrito contra a parede do poço, então este material de revestimento inédita pode permitir perfuração de alcance ultra-estendido, operações confiáveis e eficientes em
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12/80 ambientes difíceis, incluindo aplicações fora da costa e em águas profundas, e gerar redução de custos, segurança, e aperfeiçoamentos operacionais em operações de produção de poços de petróleo e gás. Como considerado, o uso destes revestimentos em dispositivos de produção de poços podería possuir aplicação disseminada e proporcionar significativos aperfeiçoamentos e extensões para operações de produção de poços.
SUMÁRIO [0023] De acordo com a presente revelação, um dispositivo revestido vantajoso para a produção de poços de petróleo e gás compreende: um ou mais corpos cilíndricos, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos cilíndricos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito de níquel-fósforo a base de eletro-deposição ou sem eletricidade termicamente tratado com um teor de fósforo acima de 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos.
[0024] Um aspecto adicional da presente revelação refere-se a um dispositivo revestido vantajoso para a produção poços de petróleo e gás compreendendo: um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos com a condição de que o um ou mais corpos não incluem uma broca de perfuração, e um revestimento em pelo menos uma porção do um ou mais corpos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito a base de níquelfósforo a base de eletro-deposição ou termicamente tratado sem eletricidade com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-likecarbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos.
[0025] Um outro aspecto adicional da presente revelação refere-se a um método vantajoso para o revestimento de um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás compreendendo: proporcionar um dispositivo revestido para produção de
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13/80 poços de petróleo e gás compreendendo um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos cilíndricos, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos cilíndricos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito de níquel-fósforo a base de eletro-deposição ou sem eletricidade termicamente tratado com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos, e usando o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás na construção de poços, na completação, ou em operações de produção.
[0026] Mais um outro aspecto adicional da presente revelação refere-se a um método vantajoso para o revestimento de um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás compreendendo: proporcionar um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos com a condição de que o um ou mais corpos não incluam uma broca de perfuração, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito de níquel-fósforo a base de eletro-deposição ou sem eletricidade termicamente tratado com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, a material a base de diamante, carbono-semelhante-adiamante (DLC, diamond-like-carbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos, e usando o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás na construção de poços, completação, ou operações de produção.
[0027] Estas e outras características e atributos dos revelados dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás, métodos para revestimento de referidos dispositivos para reduzir o atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos em referidas áreas de aplicação, e suas aplicações e/ou usos vantajosos serão perceptíveis a partir da descrição detalhada a seguir, particularmente quando lida em conjunto com as figuras anexas à mesma.
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BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0028] Para auxiliar aqueles com prática ordinária na arte relevante em preparar e usar o objeto desta invenção, faz-se referência aos desenhos anexos, em que: [0029] Figura 1 ilustra um sistema de produção de poços de petróleo e gás que usa dispositivos de produção de poços nas fases individuais de construção de poço, completação, estimulação, recondicionamento, e produção do processo global de produção.
[0030] Figura 2 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado em um conjunto de haste de perfuração para aplicações de perfuração subterrâneas.
[0031] Figura 3 ilustra a aplicação exemplar de revestimentos aplicados em dispositivos de conjunto de fundo de poço, neste caso alargadores, estabilizadores, fresadores, e alargadores de perfuração de poço.
[0032] Figura 4 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado em um sistema de tubo ascendente marítimo.
[0033] Figura 5 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado em varetas polidas, varetas de sucção, e bombas usadas em operações de bombeamento do fundo do poço.
[0034] Figura 6 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado em pistolas de perfuração, vedadores, e ferramentas de perfilagem.
[0035] Figura 7 ilustra a aplicação exemplar de revestimentos aplicados em cabo de aço e cabo de perfuração e feixes de cabos filamentados.
[0036] Figura 8 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado em um conjunto de tubo base e tela usada em operações de controle da areia com recheio de cascalho e telas usados em equipamento de controle de sólidos.
[0037] Figura 9 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado na cabeça do poço e conjuntos de válvulas.
[0038] Figura 10 ilustra a aplicação exemplar de revestimentos aplicados em um medidor de orifício, um estrangulador, e um medidor de turbina.
[0039] Figura 11 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado no acoplamento e elevação vertical de uma ferramenta de pesca de material lavado.
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15/80 [0040] Figura 12 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado para impedir a deposição de um depósito de incrustações.
[0041] Figura 13 ilustra a aplicação exemplar de um revestimento aplicado em uma conexão rosqueada e ilustra o travamento de roscas.
[0042] Figura 14 ilustra, esquematicamente, a taxa de penetração (ROP, rate of penetration) versus carga sobre a broca (WOB, weight on bit) durante perfuração rotativa subterrânea.
[0043] Figura 15 ilustra a relação entre revestimento COF e a dureza do revestimento para alguns dos revestimentos aqui revelados versus revestimento de base de aço.
[0044] Figura 16 ilustra uma curva esforço-estiramento representativa que mostra o elevado limite elástico de ligas amorfas, em comparação com aquele de ligas/metais cristalinos.
[0045] Figura 17 ilustra um diagrama de fase terciária de carbonos amorfos.
[0046] Figura 18 ilustra uma ilustração esquemática da teoria da ligação do hidrogênio pendente.
[0047] Figura 19 ilustra o desempenho de atrito e desgaste do revestimento DLC em um teste de desgaste deslizante a seco.
[0048] Figura 20 ilustra o desempenho ao atrito e desgaste do revestimento DLC em lama a base de petróleo.
[0049] Figura 21 ilustra o desempenho ao atrito e desgaste de revestimento DLC à temperatura elevada (65°C (150°F)) no teste de desgaste deslizante em lama a base de petróleo.
[0050] Figura 22 ilustra o desempenho ao atrito de revestimento DLC a temperaturas elevadas (65°C (150°F) e 93°C (200°F)) em comparação com aquele de aço nu não-revestido e reforço em lama a base de petróleo.
[0051] Figura 23 ilustra o desempenho diminuidor de velocidade de revestimento DLC em comparação com um substrato de aço nu não-revestido.
[0052] Figura 24 ilustra seções transversais de SEM de revestimentos DLC de camada simples e de camadas múltiplas revelados aqui.
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16/80 [0053] Figura 25 ilustra o ângulo de contato com a água para revestimentos DLC versus aço 4142 não-revestido.
[0054] Figura 26 ilustra um esquema exemplar de revestimento DLC hígrido relativo ao reforço para conjuntos de coluna de perfuração.
DEFINIÇÕES [0055] “Válvula de isolamento anular” é uma válvula na superfície para controlar o fluxo do espaço anular entre o revestimento e a tubulação.
[0056] “Asfaltenos” são cadeias de hidrocarbonetos pesados que podem ser depositadas nas paredes de tubos e outro equipamento de fluxo e, portanto, criam uma restrição de fluxo.
[0057] “Tubo base” é um revestimento vedador que serve como o dispositivo suportador de carga de uma tela de controle de areia. As telas são fixadas no exterior do tubo base. Pelo menos uma porção do tubo base pode ser pré-perfurada, dotada de fendas, ou equipada com um dispositivo de controle de influxo. O tubo base é fabricado em seções conectadas que são roscadas para recuperação enquanto são passadas no orifício.
[0058] “Rolamentos e embuchamentos” são usados para proporcionar uma superfície de baixo atrito para dois dispositivos poderem se mover relativamente entre si em contato deslizante, particularmente para permitir movimento rotacional relativo.
[0059] “Juntas de explosão” são tubos de parede mais espessa usados em perfurações de fluxo ou em uma cabeça do poço através de uma entrada de fluido durante um tratamento de estimulação. A maior espessura da parede e/ou dureza do material resiste sendo completamente erodida em sua extensão devido a impacto de areia ou de material de agente de escoramento.
[0060] “Conjunto de fundo de poço (BHA, Bottom Hole Assembly) é constituído de um ou mais dispositivos, incluindo embora sem limitação: estabilizadores, estabilizadores de calibre variável, retro-alargadores, colares de perfuração, colares de perfuração flex, ferramentas giratórias conduzíveis, alargadores de rolos, amortecedores de fundo, motores de lama, ferramentas de perfilagem-enquanto
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17/80 perfura (LWD, Logging While Drilling), ferramentas de medição enquanto perfura (MWD, Measuring While Drilling), ferramentas de extração de núcleos, subalargadores, alargadores de perfuração de poço, centralizadores, turbinas, bent housings, bent motors, ferramentas de martelagem para perfuração, ferramentas de martelagem para aceleração, crossover subs, ferramentas de martelagem de amortecedor, ferramentas de redução de torque, conexões de flutuação, ferramentas de pesca, ferramentas de martelagem para pesca, tubo de material lavado, ferramentas de perfilagem, ferramenta de sobrevivência de conexão, contra-partes não-magnéticas de qualquer um destes dispositivos, e combinações dos mesmos e suas conexões externas associadas.
[0061] “Revestimento” consiste de tubo instalado em um poço para impedir que o orifício colapse, e para permitir que se continue a perfuração abaixo do fundo da coluna de revestimento com maior densidade de fluido e sem fluxo de fluido para o interior da formação revestida. Tipicamente, instala-se múltiplas colunas de revestimento no poço com diâmetros progressivamente menores.
[0062] “Centralizadores de revestimento” são enfaixados no exterior do revestimento à medida que este é passado no poço. Frequentemente centralizadores são equipados com molas de aço ou dedos de metal que empurram contra a formação para se obter afastamento da parede da formação, com um objetivo de centralizar o revestimento de forma a proporcionar um espaço anular mais uniforme em torno do revestimento para se obter uma melhor vedação do cimento. Centralizadores podem incluir dispositivos semelhantes a dedos para raspar o poço de forma a deslocar a torta de filtração do fluido de perfuração que podería inibir o contato direto do cimento com a formação.
[0063] “Revestindo enquanto perfura” refere-se a um método relativamente novo e incomum de perfurar usando o revestimento em lugar de uma coluna de perfuração removível. Quando a seção do orifício atingiu profundidade, o revestimento é deixado em posição, realiza-se uma operação para remover ou deslocar os elementos de corte no fundo do revestimento, e pode-se bombear então uma operação de cimentação.
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18/80 [0064] “Sistema de injeção química” é usado para injetar inibidores químicos no poço de forma a impedir acúmulo de incrustações, hidratos de metano, ou outros depósitos no poço, o que podería restringir a produção.
[0065] “Estrangulador” é um dispositivo para restringir a taxa de fluxo. Comumente, poços são testados com um tamanho específico de estrangulador, que pode ser tão simples quanto uma placa com um orifício de diâmetro especificado. Quando areia ou agente de escoramento flui através de um estrangulador, o orifício pode ser erodido e o tamanho do estrangulador pode alterar-se, tornando imprecisas as medições de taxa de fluxo.
[0066] “Coaxial” refere-se a dois ou mais objetos apresentando eixos que são substancialmente idênticos ou se encontram ao longo da mesma linha. “Nãocoaxial” refere-se a objetos que apresentam eixos que podem ser deslocados, mas substancialmente paralelos ou, de outra forma, podem não encontrar-se ao longo da mesma linha.
[0067] “Mangas deslizantes para completação” são dispositivos que são instalados na coluna de completação [e] que permitem seletivamente que orifícios sejam abertos ou fechados, permitindo que intervalos produtivos sejam ou não colocados em comunicação com a tubulação, dependendo do estado da manga. No uso prolongado, o sucesso da operação de mangas deslizantes depende da resistência à operação da luva devido a atrito, desgaste, depósitos, erosão, e corrosão.
[0068] “Geometria complexa” refere-se a um objeto que não é se constitui substancialmente de uma geometria primitiva simples, como uma esfera, cilindro, ou cubo. Geometrias complexas podem consistir de múltiplas geometrias simples, como um cilindro, cubo, ou esfera com muitos raios diferentes, ou podem consistir de geometrias primitivas simples ou outras geometrias complexas.
[0069] “Pino de conexão” é uma peça de tubo com as roscas na superfície externa do tubo.
[0070] “Caixa de conexão” é uma peça de tubo com as roscas na superfície interna do tubo.
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19/80 [0071] “Anéis de contato” são dispositivos ligados a componentes de ferramentas de perfilagem para proporcionar afastamento [standoff] da ferramenta com relação à parede do revestimento ou da formação. Por exemplo, anéis de contato podem ser instalados em juntas, em uma pistola de perfuração para proporcionar um afastamento [standoff] da pistola com relação à parede do revestimento, por exemplo em aplicações, como “perfuração Just-ln-Time” (Pedido PCT n° W02002/103161A2).
[0072] “Contíguo” refere-se a objetos que são adjacentes entre si de tal forma que eles podem compartilhar uma borda ou face comum. “Não-contíguo” refere-se a objetos que não apresentam uma borda ou face comum porque elas encontram-se defasadas ou deslocadas entre si. Por exemplo, acoplamentos auxiliares são cilindros de diâmetro maior que são não-contíguos porque um cilindro de diâmetro menor, o tubo de perfuração, é posicionado entre os acoplamentos auxiliares.
[0073] “Linhas de controle” e “condutos” são tubulação de diâmetro menor que pode ser passado externamente à coluna de tubos para proporcionar pressão hidráulica, voltagem ou corrente elétrica, ou uma via de fibra óptica, até um ou mais dispositivos de fundo. Linhas de controle são usadas para operar válvulas de segurança sob a superfície, estranguladores, e válvulas. Uma linha de injeção é similar a uma linha de controle e pode ser usada para injetar um químico de especialidade em uma válvula de fundo com o objetivo de inibição de incrustações, asfalteno, parafina, ou formação de hidratos, ou para redução do atrito.
[0074] “Corod™” é um tubular espiralado contínuo usada como uma barra aspiradora em operações de produção de bombeamento com vareta.
[0075] “Cilindro” é (1) uma superfície ou sólido ligado por dois planos paralelos e gerado por uma linha reta que se move paralelamente aos planos dados e traçando uma curva ligada pelos planos e situando-se em um plano perpendicular ou oblíquo aos planos dados, e/ou (2) qualquer objeto ou parte semelhante a um cilindro, seja sólido ou ôco (fonte: www.dictionary.com).
[0076] “Ferramentas de fundo” são dispositivos que frequentemente são passados recuperavelmente no interior de um poço, ou possivelmente fixados em
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20/80 um poço, para realizar alguma função no poço. Algumas ferramentas de fundo podem ser passadas em uma coluna de perfuração, como dispositivos de mediçãoenquanto-perfura (MWD, Measurement While Drilling), enquanto que outras ferramentas de fundo podem ser passadas por cabo de perfuração, como ferramentas de perfilagem da formação ou pistolas de perfuração. Algumas ferramentas podem ser passadas via cabo de perfuração ou tubo. Um vedador é uma ferramenta de fundo que pode ser passada via tubo ou cabo de perfuração para ser ajustada no poço para bloquear o fluxo, e pode ser removível ou fixa. Há muitos dispositivos de ferramentas de fundo de poço que são comumente usados na indústria.
[0077] “Colares de perfuração” consistem de tubo de paredes pesadas no conjunto de fundo de poço próximo da broca. A rigidez dos colares de perfuração ajuda a broca a furar reto, e o peso dos colares é usado para aplicar peso à broca para perfurar à frente.
[0078] “Coluna de perfuração” é definida como a extensão total dos tubos tubulares, constituídos do kelly (se presente), do tubo de perfuração, e colares de perfuração, que constituem o conjunto de perfuração desde a superfície até o fundo do orifício. A coluna de perfuração não inclui a broca de perfuração. No caso especial de operações de casing-while-drilling, a coluna de revestimento que é usada para perfurar nas formações terrestres será considerada parte da coluna de perfuração.
[0079] “Conjunto de haste de perfuração” é definido como uma combinação de uma coluna de perfuração e conjunto de fundo de poço ou tubulação enrolada e conjunto de fundo de poço. O conjunto de haste de perfuração não inclui a broca de perfuração.
[0080] “Coluna de perfuração” é definida como a coluna, ou coluna do tubo de perfuração com acoplamentos auxiliares ligados, tubo de transição entre a coluna de perfuração e conjunto de fundo de poço incluindo acoplamentos auxiliares, tubo de perfuração de peso pesado incluindo acoplamentos auxiliares e almofadas de desgaste que transmite fluido e potência rotacional desde o acionamento de topo ou
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21/80 kelly aos colares de perfuração e à broca. Em algumas referências, mas não neste documento, o termo “coluna de perfuração” inclui tanto o tubo de perfuração e os colares de perfuração no conjunto de fundo do poço.
[0081] “Vedação elastomérica” é usada para proporcionar uma barreira entre dois dispositivos, usualmente metal, para impedir fluxo de um lado da vedação para o outro. A vedação elastomérica é selecionada de uma classe de materiais que são elásticos ou resilientes.
[0082] “Cotovelos, tês, e acoplamentos” são equipamento de tubulação comumente usado equipamento com o objetivo de conectar linhas de fluxo para completar uma via de fluxo para fluidos, por exemplo para conectar um poço a instalações de produção na superfície.
[0083] “Tubulares expansíveis” são materiais tubulares, como colunas de revestimento e revestimentos vedadores que são ligeiramente sub-medida enquanto são passados no orifício. Uma vez em posição, uma ferramenta de diâmetro maior, ou mandril de expansão, é forçada para baixo ao longo do tubular expansível para deformá-lo a um diâmetro maior.
[0084] “Elevação com gás” é um método para incrementar o fluxo de hidrocarbonetos em um poço mediante injeção de gás na coluna de tubos através de válvulas de elevação com gás. Este processo é usualmente aplicado em poços de petróleo, mas também podería ser aplicado a poços de gás com elevadas frações de produção de água. O gás adicionado reduz a cabeça hidrostática da coluna de fluido.
[0085] “Fibras de vidro” são frequentemente passadas em pequenas linhas de controle, tanto poço abaixo como também de volta à superfície, para a medição de propriedades de fundo do poço, como temperatura ou pressão. Fibras de vidro podem ser usadas para proporcionar leituras contínuas de amostragens espaciais ao longo do poço. Frequentemente a fibra é bombeada para baixo ao longo da linha de controle, através de um “turnaround sub”, e para cima ao longo de uma segunda linha de controle. Atrito e resistência ao passar pelo turnaround sub podem limitar algumas instalações de fibras ópticas.
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22/80 [0086] “Dispositivo de controle de influxo” (ICD, Inflow Control Device) é um orifício ajustável, tubeira, ou canal de fluxo na coluna de completação através do intervalo da formação de forma a permitir a taxa de fluxo de fluidos produzidos no poço. Isto pode ser usado em conjunto com medições adicionais e automação em um sistema de completação de poço “inteligente”.
[0087] “Ferramenta de martelagem” é uma ferramenta de fundo de poço que é usada para aplicar uma gander carga axial, ou choque, quando disperada pelo operador. Algumas ferramentas de martelagem são disparadas mediante aplicação de peso, e outras são disparadas quando puxadas para cima. O disparo da ferramenta de martelagem é realizado usualmente de forma a mover tubo que emperrou no poço.
[0088] “Kelly” é uma peça poligonal de tubo, com lados planos que passa através do piso da plataforma de perfuração em plataformas equipadas com equipamento mais antigo de mesa rotativa. Torque é aplicado a este pedaço de tubo com quatro, seis ou, talvez, oito lados, para girar o tubo de perfuração que é conectado abaixo.
[0089] “Ferramentas de perfilagem” são instrumentos que são passados tipicamente em um poço para realizar medições, por exemplo durante a perfuração, na coluna de perfuração ou em orifício aberto ou revestido no cabo de perfuração. Os instrumentos são instalados em uma série de transportadores configurados para passarem em um poço, como dispositivos com forma cilíndrica que proporcionam isolamento ambiental para os instrumentos.
[0090] “Recuperação” é o processo de aparafusar o pino e a caixa de uma conexão tubular para efetuar uma conjugação de dois pedaços de tubo e para criar uma vedação entre as porções interior e exterior do tubo.
[0091] “Mandril” é uma barra ou eixo cilíndrico que se adapta no interior de um cilintro exterior. Um mandril poder ser o atuador principal em um vedador que ocasiona que as unidades de agarre, ou “dedos se movam para fora de forma a contactarem o revestimento. O termo mandril também pode referir-se à ferramenta que é forçada para baixo ao longo de um tubular expansível de forma a deformá-lo a um diâmetro maior. Mandril é um termo genérico usado em vários tipos de
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23/80 dispositivos de campo petrolífero.
[0092] “Malha de metal” para uma tela de controle de areia constitui-se de filamentos de metal tecidos que são dimensionados e espaçados de acordo com a distribuição correspondente de tamanhos de grãos de areia da formação. O material de tela consiste geralmente de liga resistente a corrosão (CRA, Corrosion Resistant Alloy) ou aço carbono.
[0093] Telas de completamento “Mazeflo™” são telas para areia com compartimentos redundantes de controle de areia e dotados com defletores. MazeFlo auto-mitiga qualquer falha mecânica da tela para o labirinto de compartimentos local, enquanto permite fluxo continuado de hidrocarbonetos através das seções não-danificadas. As vias de fluxo encontram-se deslocadas de tal forma que o fluxo faz voltas para redistribuir o momento de fluxo entrante (por exemplo, referir à Patente dos Estados Unidos n° 7.464.752).
[0094] “Bombas Moyno™” e “bombas de cavidade progressiva” são bombas cilíndricas longas instaladas em motores de fundo de poço que geram torque rotativo em um eixo à medida que o fluido flui entre o estator externo e o rotor ligado ao eixo. Usualmente há um lobo a mais no estator do que no rotor, de modo que a força do fluido que viaja até a broca força o motor a girar. Estes motores são frequentemente instalados próximos da broca. Alternativamente, em um dispositivo de bombeamento de fundo de poço, é possível aplicar potência para girar o rotor e, com isto, bombear fluido.
[0095] “Vedador” é uma ferramenta que pode ser colocada em um poço em uma coluna de trabalho, tubulação enrolada, coluna de produção, ou cabo de perfuração. Vedadores proporcionam isolamento da pressão do fluido das regiões acima e abaixo do vedador. Além de proporcionar uma vedação hidráulica que precisa ser durável e resistir a condições ambientais severas, o vedador também precisa resistir a cargas axiais que se desenvolvem devido ao diferencial de pressão do fluido acima e abaixo do vedador.
[0096] “Mecanismo de amarração do vedador” é usado para operar um vedador, fazendo-o liberar-se e conectar os dedos mediante movimento axial do tubo ao qual
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24/80 é conectado. Quando conectados, os dedos são forçados para fora na parede do revestimento, e os dentes dos dedos são pressionados no material de revestimento com forças elevadas. Um vedador de cabo de perfuração é passado com uma ferramenta de ajuste de vedador que puxa o mandril de forma a conectar os dedos, após o que a ferramenta de ajuste de vedador é desconectada do vedador e recuperada à superfície.
[0097] “MP35N” é uma liga de metal que consiste primariamente de níquel, cobalto, cromo, e molibdênio. MP35N é considerado altamente resistente à corrosão e vantajoso para ambientes hostis de fundo do poço.
[0098] “Parafina” é um componente ceroso de alguns hidrocarbonetos brutos que pode ser depositado nas paredes dos poços e linhas de fluxo e, com isso, causar restrições ao fluxo.
[0099] “Êmbolos” e “revestimentos vedadores de êmbolos” são cilindros usados em bombas para deslocar fluidos de uma entrada até uma saída, com correspondente aumento da pressão do fluido. O revestimento vedador é a luva em cujo interior o pistão reciproca. Estes êmbolos são similares aos êmbolos encontrados no motor de um automóvel.
[00100] “Elevador de êmbolo” é um dispositivo que se move para cima e para baixo ao longo de uma coluna de tubos para purgar a água de uma tubulação, similar a uma operação de limpeza de oleoduto. Com o elevador de êmbolo no fundo da tubulação, o dispositivo de limpar é configurado de forma a bloquear o fluxo de fluido, e, portanto, ele é empurrado poço acima por meio da pressão de fluido vinda de baixo. À medida que ele se move para cima no poço ele desloca água porque a água não é deixada separar-se e fluir ao largo do elevador de êmbolo. No topo da tubulação, um dispositivo dispara uma alteração na configuração do elevador de êmbolo de forma que ele agora deixa passar fluidos, com o que a gravidade o puxa para baixo ao longo da tubulação contra o fluxo ascendente. Atrito e desgaste são parâmetros importantes na operação do elevador de êmbolo. O atrito reduz a velocidade com que o elevador de êmbolo cai ou se eleva, e o desgaste da superfície exterior gera uma folga que reduz a efetividade do dispositivo quanto viaja
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25/80 poço acima.
[00101] “Dispositivo de produção” é um termo amplo definido de forma a incluir qualquer dispositivo relacionado com a perfuração, completação, estimulação, recondicionamento, ou produção de um poço de petróleo e/ou gás. Um dispositivo de produção inclui qualquer dispositivo descrito aqui usado com o objetivo de produção de petróleo ou gás. Para conveniência de terminologia, a injeção de fluidos para o interior de um poço é definida como sendo produção a taxa negativa. Portanto, referências à palavra “produção” incluirão “injeção” exceto se indicado de outra forma.
[00102] “Conjunto de vedação reciprocante” é uma vedação que é projetada para manter o isolamento de pressão enquanto dois dispositivos são deslocados axialmente.
[00103] “Broca de partes móveis” é um dispositivo perfurador de terra equipado com elementos cortantes com forma cônica, usualmente três, para criar um orifício no solo.
[00104] “Conjunto de vedação rotativo” é uma vedação que é projetada para mater isolamento de pressão enquanto dois dispositivos são deslocados rotacionalmente.
[00105] “Sonda de areia” é um pequeno dispositivo inserido em uma corrente de fluxo para avaliar o tamanho do teor de areia no fluxo. Se o teor de areia for alto, a sonda de areia pode erodir-se.
[00106] “Incrustação” é um depósito de minerais (p. ex., carbonato de cálcio) sobre as paredes de tubos e outro equipamento de fluxo e que pode acumular-se e causar uma restrição ao fluxo.
[00107] “Ferramentas de serviço” para operações de recheio com cascalho incluem uma ferramenta de vedador transversal e tubo de ponta para circular abaixo ao longo da coluna de trabalho, em tomo do revestimento vedador e tubo de ponta, e de volta ao espaço anular. Isto permite a colocação de lama opostamente ao intervalo da formação. De uma forma mais geral, a ferramenta de serviço para recheio de cascalho é um grupo de ferramentas que transporta as telas do recheio de cascalho ao TD, ajusta e testa o vedador, e controla a via de fluxo dos fluidos
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26/80 bombeados durante operações de recheio com cascalho. A ferramenta de serviço inclui uma ferramenta de ajuste, a conexão transversal, e as vedações que vedam em um orifício de vedador. Ela pode incluir um dispositivo anti-lambaio e uma válvula de perda ou reversão de fluido.
[00108] “Amortecedor de fundo” é um colar de perfuração modificado que apresenta um elemento similar a mola absorvedora de impacto para proporcionar movimento axial relativo entre as duas pontas do amortecedor de fundo. Um amortecedor de fundo é usado por vezes para perfurar formações muito duras em que podem ocorrer altos níveis de choques axiais.
[00109] “Tubos de desvio” são tubos externos ou internos passados em uma tela de controle de areia para desviar o fluxo de lama com recheio de cascalho sobre intervalos de completação longos ou de múltiplas zonas até ser obter um recheio de cascalho complexo. Ver, por exemplo, Patentes dos Estados Unidos nums. 4.945.991, 5.113.935, e Publicações de Patentes PCT nums W02007/092082, W02007/092083, W02007/126496, e W02008/060479.
[00110] “Bolsa lateral” é uma conexão de parede pesado deslocado na tubulação para a instalação de válvulas de elevação de gás, temperatura e sondas de pressão, válvulas de linhas de injeção, etc.
[00111] “Contato deslizante” refere-se contato atricional entre dois corpos em movimento relativo, quer separados por fluidos ou sólidos, sendo que estes últimos incluem partículas no fluido (bentonita, pérolas de vidro, etc) ou dispositivos projetados para causar rolamento com o fim de mitigar o atrito. Uma porção da superfície de contato de dois corpos em movimento relativo sempre estará em um estado de deslizamento, e, portanto, deslizante.
[00112] “Poço inteligente” é um poço equipado com dispositivos, instrumentação, e controles de forma a permitir fluxo seletivo de intervalos especificados para maximizar a produção de fluidos desejáveis e minimizar a produção de fluidos indesejáveis. As taxas de fluxo podem ser ajustadas por razões adicionais, como para controlar o drawdown ou diferencial de pressão por razões geomecânicas.
[00113] Linhas de “tratamento de estimulação” consistem de tubo usado para
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27/80 conectar equipamento de bombeamento com a cabeça do poço com o objetivo de conduzir um tratamento de estimulação.
[00114] “Válvula de segurança sub-superfície” é uma válvula instalada na tubulação, frequentemente abaixo do leito do mar em uma operação fora da costa, para interromper o fluxo. Algumas vezes estas válvulas são ajustadas para se fecharem automaticamente se a taxa exceder um valor predeterminado, por exemplo, se a contenção for perdida na superfície.
[00115] “Varetas de sucção” são varetas de aço que conectam uma unidade de bombeamento por balancim na superfície com uma bomba de barra aspiradora no fundo de um poço. Estas varetas podem ser conectadas e roscadas ou elas podem ser varetas contínuas que são manuseadas como tubulação enrolada. À medida que as varetas reciprocam para cima e para baixo, há atrito e desgaste nos locais de contato entre a vareta e a tubulação.
[00116] “Linhas de fluxo de superfície” consistem de tubos usados para conectar a cabeça do poço com instalações de produção, ou alternativamente, para descarga de fluido nos tanques ou covas ou torre do queimador.
[00117] “Conexão roscada” é um meio de conectar seções de tubos e obter uma vedação hidráulica por meio de interferência mecânica entre partes entrelaçadas roscadas, ou usinadas (p. ex., vedação metal-metal). Uma conexão roscada é constituída, ou montada, girando-se um dispositivo relativamente a outro. Dois pedaços de tubo podem ser adaptados para se rosquearem diretamente, ou uma peça conectara referida como um acoplamento pode ser rosqueada sobre um tubo, seguido de rosqueamento de um segundo tubo no acoplamento.
[00118] “Acionamento de tapo [n.t.: impulsor de topo]” é um método e equipamento usado para girar o tubo de perfuração de um sistema de impulsão localizado em um trole que se move para cima e para baixo [sobre] trilhos ligados ao mastro da plataforma de perfuração. Acionamento de tapo é o meio preferido de operação de um tubo de perfuração porque ele facilita rotação e reciprocação simultâneas de tubo e circulação de fluido de perfuração. Em operações de perfuração direcionais, frequentemente há menor risco de adesão do tubo quando
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28/80 se usa equipamento de acionamento de topo.
[00119] “Tubulação” compreende tubo instalado em um poço no interior do revestimento para permitir que fluido flua até a superfície.
[00120] “Válvula” é um dispositivo usado para controlar a taxa de fluxo em uma linha de fluxo. Há muitos tipos de dispositivos de válvulas, incluindo válvula de inspeção, válvula de gaveta, válvula de globo, válvula de esfera, válvula de agulha, e válvula de plugue. Válvulas podem ser operadas manualmente, remotamente, ou automaticamente, ou uma combinação disto. O desempenho da válvula é altamente dependente da vedação estabelecida entre dispositivos mecânicos de ajuste estreito.
[00121] “Sede da válvula” é a superfície estática sobre a qual a vedação dinâmica repousa quando a válvula é operada para impedir o fluxo através da válvula. Por exemplo, um flapper de uma válvula de segurança sub-superfície vedará contra a sede da válvula quando fechado.
[00122] “Tubo de lavagem” em uma operação de controle de areia é um tubo de diâmetro menor que é passado no interior do tubo base após as telas terem sido colocadas em posição através do intervalo da formação. O tubo de lavagem é usado para facilitar o fluxo anular de lama através de todo o intervalo da completação, receber o fluxo de retorno durante o tratamento com recheio de cascalho, e deixar o recheio de cascalho no espaço anular de tela-poço.
[00123] “Cabo de perfuração” é um cabo que é usado para movimentar ferramentas e dispositivos em um poço. O cabo de perfuração compreende frequentemente muitos filamentos menores torcidos entre si, mas também existe cabo de perfuração monofilamentado, ou “linha de alisamento”. O cabo de perfuração é fornecido usualmente sobre grandes tambores montados sobre caminhões registradoras ou unidades de plataforma.
[00124] “Colunas de trabalho” são peças de tubo conectadas usadas para realizar uma operação de poço, como movimentar uma ferramenta de perfilagem, pescar materiais para fora do poço, ou realizar um serviço de cimentação por pressão.
[00125] (Nota: Várias das definições acima são de A Dictionary for the Petroleum
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Industry, terceira edição, The University of Texas at Austin, Petroleum Extension Service, 2001.)
DESCRIÇÃO DETALHADA [00126] Todos os valores numéricos contidos na descrição detalhada e nas reivindicações aqui apresentadas são modificados com “cerca de” ou “aproximadamente” o valor indicado, e consideram erro experimental e variações que poderiam ser esperadas por uma pessoa com prática ordinária na arte.
[00127] Revela-se aqui dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás e métodos de preparar e usar referidos dispositivos revestidos. Os revestimentos descritos aqui proporcionam significativo melhoramento do desempenho dos diversos dipositivos de poços de petróleo e gás, e operações aqui reveladas. A Figura 1 ilustra o sistema global de produção de poços de petróleo e gás, para o qual a aplicação de revestimentos em determinados dispositivos de produção como descrito aqui pode proporcionar desempenho aperfeiçoado destes dispositivos. Figura 1A é uma vista esquemática de uma plataforma de perfuração terrestre 10. Figura 1B é uma vista esquemática da plataforma de perfuração 10 perfurando direcionalmente através de areia 12, folhelho 14, e água 16 em campos petrolíferos 18. Figuras 1C e 1D são vistas esquemáticas de poços produtores 20 e poços de injeção 22. Figura 1E é uma vista esquemática de uma pistola de perfuração 24. Figura 1F é uma vista esquemática de recheio de cascalho 26 e revestimento vedador da tela 28. Sem abrir mão da generalidade, diferentes revestimentos inventivos podem ser preferidos para diferentes dispositivos de produção de poços. Uma ampla sinopse de operações de produção em sua inteireza mostra a extensão das possíveis aplicações de campo para estes revestimentos.
[00128] O método de revestir referidos dispositivos aqui revelados inclui aplicar um revestimento vantajosos sobre uma porção de pelo menos um dispositivo que estará sujeita a atrito, desgaste, corrosão, erosão, e/ou depósitos. Um revestimento é aplicado sobre pelo menos uma porção da superfície de pelo menos um dispositivo que é exposto a contato com outro sólido ou com corrente de fluxo de fluido, sendo que: o coeficiente de atrito do revestimento é inferior ou igual a 0,15; a dureza do
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30/80 revestimento é superior a 3,92 Gpa 400 VHN; a resistência ao desgaste do dispositivo revestido é de pelo menos 3 vezes aquela do dispositivo não-revestido; e/ou a energia superficial do revestimento é inferior a 1 J/m2. Existe arte em selecionar o revestimento apropriado dentre os revestimentos revelados aqui, o método de aplicação específico, e a seleção das superfícies a serem revestidas para maximizar as vantagens técnicas e econômicas desta tecnologia para cada aplicação específica. No entanto, há elementos comuns entre estas áreas de aplicação distintas que proporcionam um tema unificante para os métodos de revestimento e aplicações. Modificações específicas de dispositivos de equipamentos de campo petrolífero foram concebidas para tirar vantagem deste método e são incluídas na invenção.
[00129] Pedido de Patente Provisional dos E.U.A. n° 61/189.530 depositado em 20 de agosto de 2008, incorporado aqui integralmente por referência, revela o uso de revestimentos de atrito ultra-baixo em conjuntos de coluna de perfuração usados em aplicações de perfuração de gás e petróleo. Outros dispositivos de produção de poços de petróleo e gás podem beneficiar-se do uso dos revestimentos revelados aqui. Um conjunto de haste de perfuração é um exemplo de um dispositivo de produção que pode beneficiar-se do uso de revestimentos. A geometria de um conjunto de haste de perfuração operante é um exemplo de uma classe de aplicações compreendendo um corpo cilíndrico. No caso da coluna de perfuração, o conjunto de haste de perfuração efetivo é um cilindro interior que se encontra em contato deslizante com o revestimento ou furo de sondagem, um cilindro exterior. Estes dispositivos podem apresentar raios variáveis e, alternativamente, podem ser descritos como compreendendo múltiplos cilindros contíguos de raios variáveis. Como descrito abaixo, há vários outros casos de corpos cilíndricos em operações de produção de poços de petróleo e gás, quer estejam em contato deslizante devido ao movimento relativo, ou estacionários sujeitos a contato por fluxos de fluido. Os revestimentos inventivos podem ser usados vantajosamente para cada uma destas aplicações considerando-se o problema relevante a ser tratado, por meio de avaliação do problema de contato ou de fluxo a ser resolvido para mitigar o atrito,
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31/80 desgaste, corrosão, erosão, ou depósitos, e por meio de consideração cuidadosa de como aplicar referidos revestimentos nos dispositivos específicos para máxima utilidade e benefício.
[00130] Há muitos exemplos mais de dispositivos de produção de poços de petróleo e gás que proporcionam oportunidades para uso benéfico de revestimentos sobre porções das superfícies de vários corpos, como descrito no fundo, incluindo: corpos estacionários revestidos para resistência à corrosão e erosão e resistência a depósitos sobre superfícies externas ou internas, ou ambas; dispositivos estacionários revestidos para redução de atrito e resistência a erosão e desgaste; conexões roscadas revestidas para proporcionar a redução do atrito, resistência ao travamento, e desempenho da vedação metal-metal; e mancais, embuchamentos, e outras geometrias revestidas para redução do atrito e desgaste, e para resistência à erosão, corrosão, e desgaste.
[00131] Em cada caso, há muitas motivações primárias e secundárias para o uso de revestimentos para mitigar o atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos. Diferentes porções do mesmo corpo podem apresentar diferentes revestimentos aplicados para tratar de diferentes aspectos de projetos de revestimento, incluindo o problema a ser tratado, a tecnologia disponível para aplicação dos revestimentos, e a economia associada com cada tipo de revestimento. Provavelmente haverá muitos compromissos e concessões que determinam a seleção derradeira de aplicações de revestimento.
Sinopse do uso de revestimentos e benefícios associados:
[00132] Na ampla faixa de operações e equipamento que são requeridas durante os vários estágios de preparação e produção de hidrocarbonetos de um poço, há várias aplicações prototípicas que aparecem em vários contextos. Estas aplicações podem ser observadas como várias geometrias de corpos em contato deslizante e fluxos de fluido que interagem com as superfícies de objetos sólidos. Diversas geometrias específicas e aplicações exemplares são enumeradas abaixo, porém uma pessoa versada na arte compreenderá o amplo espectro das aplicações de revestimentos e esta lista não limita a faixa dos métodos inventivos revelados aqui:
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A. Corpos cilíndricos revestidos em contato deslizante devido ao movimento relativo: [00133] Em uma aplicação que é ubíqua em todas as operações de produção, dois corpos cilíndricos encontram-se em contato, ocorre atrito e desgaste à medida que um corpo se move relativamente ao outro. Os corpos podem constituir-se de múltiplas seções cilíndricas que são dispostas contiguamente com raios variáveis, e os cilindros podem ser dispostos coaxialmente ou não-coaxialmente. Pode ser desejado o revestimento de pequenas áreas de pelo menos um dos corpos cilíndricos, talvez uma parte removível que pode ser submetida a manutenção ou substituída subsequentemente. Por exemplo, o revestimento de porções dos acoplamentos auxiliares do tubo de perfuração pode ser um meio efetivo de usar revestimentos para reduzir o atrito por contato entre coluna de perfuração e revestimento ou furo de sondagem. Em outra aplicação, por exemplo, dispositivos de Elevador de êmbolo, pode ser vantajoso revestir toda a área superficial do objeto menor, o dispositivo elevador de êmbolo. Adicionalmente à redução do atrito, também é possível aperfeiçoar o desempenho ao desgaste por meio dos revestimentos aqui revelados. Os corpos cilíndricos revestidos em contato deslizante por movimento relativo também podem apresentar dureza aperfeiçoada, o que proporciona resistência incrementada ao desgaste.
[00134] Uma lista exemplar de referidas aplicações é como a seguir:
[00135] O tubo de perfuração pode ser erguido ou largado causando movimento longitudinal e pode ser girado dentro do revestimento ou furo de sondagem. Forças de atrito e o desgaste do dispositivo aumentam à medida que a inclinação do poço aumenta, à medida que a curvatura local do poço aumenta, e à medida que as cargas de contato aumentam. Estas cargas de atrito causam significativo torque e arraste na perfuração, o que precisa ser superado pelos dispositivos de plataforma e coluna de perfuração (ver Figura 2). A Figura 2A apresenta a deflexão que ocorre em um conjunto de coluna de perfuração 30 em um poço direcional ou horizontal. A Figura 2B é uma vista esquemática de um tubo de perfuração 32 e um acoplamento auxiliar 34, com conexão roscada 35. A Figura 2C é uma vista esquemática de uma broca e conjunto de fundo de poço 36. A Figura 2 D é uma vista esquemática de um
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33/80 revestimento 38 e um acoplamento auxiliar 39 para mostrar o contato que ocorre entre os dois, e como os revestimentos redutores de atrito aqui revelados podem ser usados para reduzir o atrito entre os dois componentes à medida que o acoplamento auxiliar 39 gira no interior do revestimento 38. Os revestimentos de baixo atrito aqui revelados reduzirão o torque requerido para girar o acoplamento auxiliar 39 no interior do revestimento 38 para a perfuração de poços laterais. Os revestimentos também podem ser usados nas conexões roscadas 35 do tubo.
[00136] Dispositivos de conjunto de fundo de poço (BHA, bottomhole assembly) encontram-se localizados abaixo do tubo de perfuração no conjunto de haste de perfuração e podem ser submetidos a atrito e desgaste similares, e, assim, os revestimentos aqui revelados podem proporcionar uma redução destes problemas mecânicos (ver Figura 3). Em particular, os revestimentos aqui revelados [e] aplicados nos dispositivos de BHA podem reduzir o atrito e desgaste em pontos de contato com o furo de sondagem e prolongam a vida da ferramenta. A baixa energia superficial dos revestimentos aqui revelados também pode inibir a adesão de aparas da formação às ferramentas, e os limites da corrosão e erosão também podem ser estendidos. Ela também pode reduzir a tendência a adesão diferencial. A Figura 3A é uma vista esquemática de fresadores 40 usados em dispositivos de conjunto de fundo de poço. A Figura 3B é uma vista esquemática de uma broca 41 e um abridor de furo 42 usado em dispositivos de conjunto de fundo de poço. A Figura 3C é uma vista esquemática de um alargador 44 usado em dispositivos de conjunto de fundo de poço. A Figura 3D é uma vista esquemática de estabilizadores 46 usados em dispositivos de conjunto de fundo de poço. A Figura 3E é uma vista esquemática de subs 48 usados em dispositivos de conjunto de fundo de poço.
[00137] Colunas de perfuração são operadas no interior de sistemas de tubos ascendentes marítimos e podem causar desgaste no tubo ascendente como um resultado da operação de perfuração. O uso de revestimentos em aletas de desgaste e outros dispositivos no interior do tubo ascendente e em acoplamentos auxiliares na coluna de perfuração reduzirá o desgaste do tubo ascendente devido à perfuração (ver Figura 4). As vibrações do tubo ascendente devidas a correntes
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34/80 oceânicas podem ser mitigadas por revestimentos, e o crescimento marítimo também pode ser inibido, reduzindo adicionalmente o arraste associado com correntes que fluem. Referindo à Figura 4, o uso dos revestimentos revelados aqui no exterior do tubo ascendente 50 pode ser empregado para reduzir o atrito e vibrações devidos a correntes oceânicas. Adicionalmente, o uso dos revestimentos revelados aqui em embuchamentos internos 52 e outros pontos de contato pode ser empregado para reduzir o atrito e desgaste.
[00138] Elevadores de êmbolo removem água de um poço por meio de movimento para cima e para baixo no interior de uma coluna de tubos. Tanto o diâmetro exterior do elevador de êmbolo como também o diâmetro interno da tubulação, podem ser afetados pelo desgaste, e a eficiência do elevador de êmbolo diminui com o desgaste e fator de atrito por desgaste. A redução do atrito aumentará o desvio máximo permissível para operação de elevador de êmbolo, aumentando a faixa de aplicabilidade desta tecnologia. A redução do desgaste da tubulação e também do elevador de êmbolo aumentará o intervalo de tempo entre as manutenções requeridas. De uma perspectiva das operações, a redução do desgaste do diâmetro interior da tubulação é altamente desejável. Adicionalmente, o revestimento da superfície interna de um elevador de êmbolo pode ser benéfico. No estado de bypass, o fluido fluirá através da ferramenta com mais facilidade se a resistência ao fluxo for reduzida por revestimentos nas porções internas da ferramenta, permitindo que a ferramenta caia mais rapidamente.
[00139] Mangas deslizantes da completação podem ser movidas axialmente, por exemplo por meio de acionamento pulsante de tubulação enrolada para deslocar a luva cilíndrica para cima ou para baixo relativamente ao corpo da ferramenta que também pode ser cilíndrico. Estas mangas tornam-se suscetíveis a atrito, desgaste, erosão, corrosão, e adesão devido a dano pelos materiais da formação e acúmulo de incrustações e depósitos.
[00140] Varetas de sucção e tubulares Corod™ são usados em macacos de bombeamento para bombear petróleo para a superfície em poços de baixa pressão, e eles também podem ser usados para bombear água para fora de poços de gás.
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Atrito e desgaste ocorrem continuamente à medida que as varetas se movem relativamente à coluna de tubos. Uma redução do atrito pode permitir a seleção de menores macacos de bombeamento e reduzir as exigências de potência para operações de bombeamento de poços (ver Figura 5). Referindo à Figura 5A, os revestimentos revelados aqui podem ser usados nos pontos de contato de dispositivos de bombeamento com vareta, incluindo, embora sem limitação, a guia da barra aspiradora 60, a barra aspiradora 62, o vedador de tubulação 64, a bomba embutida 66, e as perfurações 68. Referindo à Figura 5B, os revestimentos revelados aqui podem ser usados em abraçadeira da vareta polida 70 e a vareta polida 72 para proporcionar superfícies lisas duráveis e também boas vedações. A Figura 5C é uma vista esquemática de uma barra aspiradora 62 em que os revestimentos revelados aqui podem ser usados para prevenir atrito e desgaste e nas conexões roscadas 74.
[00141] Êmbolos e/ou revestimentos vedadores de êmbolos em bombas para fluidos de perfuração em plataformas de perfuração e bombas para estimulação de fluidos em atividades de estimulação de poços podem ser revestidos para reduzir o atrito e o desgaste, permitindo desempenho aperfeiçoado da bomba e vida mais longa do dispositivo. Como se usa determinado equipamento para bombear ácido, os revestimentos também podem reduzir a corrosão e possivelmente o dano por erosão a estes dispositivos.
[00142] Tubulares expansíveis são passados tipicamente no poço, suportados por um conjunto de suspensão, e então expandidos por meio de passagem de um mandril através do tubo. O revestimento da superfície do mandril pode reduzir muito a carga do mandril e permitir aplicações tubulares expansíveis em poços de maior inclinação do que de outra forma seria possível. A velocidade e eficiência da operação de expansão podem ser aperfeiçoadas por meio de significativa redução do atrito. O mandril é um cilindro cônico e pode ser considerado como constituído de cilindros contíguos de raios variáveis; alternativamente, pode-se considerar que um mandril afunilado pode apresentar uma geometria complexa.
[00143] Linhas de controle e condutos podem ser revestidos internamente para
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36/80 baixa resistência ao fluxo e benefícios de corrosão/erosão. Fibras de filamentos de vidro podem ser bombeadas para baixo através de condutos revestidos internamente e de turnaround subs com resistência reduzida.
[00144] Ferramentas operadas em poços são tipicamente corpos cilíndricos ou corpos constituídos de cilindros contíguos com raios variáveis que são operados em revestimento, tubulação, e furo de sondagem, seja em cabo de perfuração ou tubo rígido. A resistência ao atrito aumenta à medida que aumenta a inclinação do poço ou que aumenta a curvatura local do poço, tomando não-confiável a operação de referidas ferramentas em cabo de perfuração. Revestimentos aplicados para contatar superfícies podem permitir que referidas ferramentas sejam operadas de forma confiável em cabo de perfuração em inclinações maiores. Uma lista de referidas ferramentas inclui, embora sem limitação: ferramentas de perfilagem, pistolas de perfuração, e vedadores (ver Figura 6). Referindo à Figura 6A, os revestimentos revelados aqui podem ser usados nas superfícies exteriores de uma ferramenta de perfilagem de calibre 80 para reduzir o atrito e desgaste com o furo de sondagem 82 ou o revestimento (não mostrado). Referindo à Figura 6B, os revestimentos revelados aqui podem ser usados nas superfícies externas de uma sonda de perfil agemacústico 84, incluindo, embora sem limitação, o transmissor de sinal 86 e o receptor de sinal 88 para reduzir o atrito e desgaste com o revestimento 90 ou no furo de sondagem. Referindo às Figuras 6C e 6D, os revestimentos revelados aqui podem ser usados nas superfícies exteriores de vedadores 92 e pistola de perfuração 94 para reduzir o atrito e desgaste com o furo de sondagem. A baixa energia superficial dos revestimentos inibirá a adesão da formação às ferramentas, e limites de corrosão e erosão também podem ser estendidos.
[00145] Revestimentos podem ser aplicados nas porções internas de seções críticas do tubo que são sujeitas a elevadas cargas de contato e curvatura durante a perfuração e outras operações de passagem de ferramentas. Estes revestimentos podem ser aplicados antes da introdução do revestimento no interior do poço ou, alternativamente, após o tubo estar em posição.
[00146] Cabo de perfuração é um corpo cilíndrico esguio que é operado no interior
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37/80 do revestimento, tubulação, e furo de sondagem. Em um nível de detalhe mais elevado, cada filamento é um cilindro, e os filamentos torcidos compõem um feixe de cilindros não-axiais que, em conjunto, compreendem o cilindro efetivo do cabo de perfuração. Forças de atrito estão presentes nos pontos de contato entre cabo de perfuração e poço, e, portanto, o revestimento do cabo de perfuração com revestimentos de baixo atrito permitirá operação com reduzido atrito e desgaste. Linha trançada, multi-condutores, condutor simples, e linha de alisamento podem, todos, ser revestidos beneficamente com revestimentos de baixo atrito (ver Figura 7). Referindo à Figura 7A, os revestimentos revelados aqui podem ser aplicados no cabo de perfuração 100 mediante aplicação no cabo 102, os filamentos individuais de cabo 104 ou o feixe de filamentos 106. É possível usar um dispositivo tipo polia 108 como observado na Figura 7B para passar ferramentas de perfilagem transportadas pelo cabo de perfuração 100 no revestimento, tubulação e furo de sondagem. O dispositivo de polia também pode usar revestimentos vantajosamente nas áreas da polia e mancais que estão sujeitos a carga e desgaste devidos a atrito. [00147] Centralizadores de revestimento e anéis de contato para ferramentas de fundo podem ser revestidos para reduzir a resistência ao atrito de colocar referidos dispositivos em um poço.
B. Corpos cilíndricos revestidos que são primariamente estacionários: [00148] Há diversas aplicações para revestir porções do exterior, interior, ou ambas, dos corpos cilíndricos (p. ex., tubo ou tubo modificado), primariamente para resistência à erosão, corrosão, e desgaste, mas também para redução do atrito do fluxo de fluido. Os corpos cilíndricos podem ser coaxiais, contíguos, não-coaxiais, não-contíguos ou qualquer combinação dos mesmos. Nestas aplicações, o dispositivo cilíndrico revestido pode ser substancialmente estacionário durante períodos de tempo prolongados, embora, talvez, um benefício ou aplicação secundária dos revestimentos seja o de reduzir as cargas do atrito quando o dispositivo de produção é instalado.
[00149] Uma lista exemplar de referidas aplicações é como a seguir:
[00150] Tubo base perfurado, tubo base fendido, ou tubo base telado para
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38/80 controle da areia são frequentemente submetidos a danos por erosão e corrosão durante a completação e o tratamento de estimulação (p. ex., recheio de cascalho ou tratamento por recheio da fratura) e durante a vida produtiva do poço. Por exemplo, um revestimento obtido com o método inventivo proporcionará maior diâmetro interno para o fluxo e reduzirá a queda de pressão do fluxo relativamente a revestimentos plásticos mais espessos. Em outro exemplo, fluidos produzidos corrosivos podem atacar materiais e causar perda de material ao longo do tempo. Adicionalmente, intervalos de formação altamente produtivos podem proporcionar velocidades de fluido que são suficientemente elevadas para causar erosão. Estes fluidos também podem transportar partículas sólidas, como finos ou areia da formação, com uma tendência de fazer falhar o dispositivo de completação. Adicionalmente, é possível que se formem depósitos de asfaltenos, parafinas, incrustações, e hidratos sobre o equipamento de completação, como tubos base. Revestimentos podem proporcionar benefícios nestas situações mediante redução dos efeitos do atrito, desgaste, corrosão, erosão, e depósitos. (Ver Figura 8). Determinados revestimentos para aplicações de tela foram revelados na Patente dos Estados Unidos n° 6.742.586 B2.
[00151] Tubos de lavagem, tubos de desvio, e ferramentas de serviço usados nas operações de recheio com cascalho podem ser revestidos internamente, externamente, ou ambos, para reduzir a erosão e resistência ao fluxo. Fluidos com sólidos carreados para o recheio de cascalho são bombeados a altas taxas através destes dispositivos.
[00152] Juntas de explosão podem ser revestidas vantajosamente para maior resistência à erosão resultante do impacto de fluidos e sólidos a alta velocidade.
[00153] Telas finas dea metal podem ser revestidas para redução do atrito e resistência à corrosão e erosão. O processo de revestimento pode ser aplicado em filamentos cilíndricos individuais antes da trançagem, ou sobre tela coletiva após a trançagem ter sido realizada, ou ambos, ou em combinação. Uma tela pode ser considerada constituída de muitos cilindros. Filamentos de arame podem ser puxados através de um dispositivo de revestimento para permitir aplicação por
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39/80 revestimento de toda a área superficial do fio. As aplicações de revestimento incluem, embora sem limitação: telas para areia dispostas dentro de intervalos de completação, telas de completação Mazeflo™, telas sinterizadas, telas de fio enrolado, telas agitadas para controle de sólidos, e outras telas usadas como dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. O revestimento pode ser aplicado sobre pelo menos uma porção do meio filtrante, tubo base telado, ou ambos. (Ver Figura 8). Figura 8 ilustra a aplicação exemplar dos revestimentos revelados aqui sobre telas e tubo base. Em particular, os revestimentos revelados aqui podem ser aplicados no revestimento vedante fendido de telas 110 e também como tubo base 112 como mostrado nas Figuras 8A e 8B para prevenir a corrosão, erosão e depósitos sobre o mesmo. Os revestimentos revelados aqui também podem ser aplicados sobre telas na peneira oscilante 114 de equipamento de controle de sólidos como mostrado na Figura 8C.
[00154] O revestimento pode reduzir as exigências sobre dureza do material e mitigar os efeitos da corrosão e erosão para determinados dispositivos e componentes, permitindo usar materiais de menor custo como substitutos para stellite, carbeto de tungstênio, MP35N, materiais de alta liga, e outros materiais onerosos selecionados para este fim.
C. Placas, discos, e geometrias complexas:
[00155] Há muitas aplicações de revestimento que podem ser consideradas para dispositivos não-cilindricos, como placas e discos ou para geometrias mais complexas. Os benefícios de revestimentos podem ser derivados de uma redução do atrito e do desgaste por contato deslizante resultante do movimento relativo com relação a outros dispositivos, ou, talvez, de uma redução da corrosão, erosão, e depósitos da interação com correntes de fluidos, ou, em muitos casos, por meio de uma combinação de ambos. Estas aplicações podem beneficiar-se do uso de revestimentos como descrito abaixo.
[00156] Uma lista exemplar de referidas aplicações é como a seguir:
[00157] Estranguladores, válvulas, sedes de válvulas, vedações, válvulas de esfera, dispositivos de controle de influxo, válvulas de poços inteligentes, e válvulas
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40/80 de isolamento anular podem ser revestidos beneficamente para reduzir a erosão, corrosão, e dano aos depósitos. Muitos destes dispositivos são usados em equipamento de cabeça do poço (ver Figuras 9 e 10). Em particular, referindo às Figuras 9A, 9B, 9C, 9D e 9E, válvulas 110, preventores de estouro (BOP, blowout preventers) 112, cabeças de poço 114, lower Kelly cocks 116, e válvulas de elevação de gás 118 podem ser revestidos com os revestimentos revelados aqui para proporcionar resistência à erosão e corrosão em componentes de alta velocidade, e as superfícies lisas destes dispositivos revestidos proporcionam vedabilidade incrementada. Adicionalmente, referindo às Figuras 10A, 10B e 10C, estranguladores 120, medidores de orifício 122, e medidores de turbina 124 podem apresentar restrições de fluxo e outros componentes (i.e., impelidores e rotores) revestidos com os revestimentos aqui revelados proporcionam resistência adicional à erosão e corrosão. Outras áreas superficiais dos mesmos dispositivos de produção podem beneficiar-se do reduzido atrito e desgaste obtidos por meio do uso do mesmo revestimento ou de revestimento diferente em uma porção diferente do dispositivo de produção.
[00158] Sedes, bocais, válvulas, bolsas laterais, mandris, cunhas de vedadores, linguetas de vedadores, etc. podem ser revestidos vantajosamente com revestimentos de baixo atrito.
[00159] Válvulas de segurança sob a superfície são usadas para controlar o fluxo no caso de possível perda de contenção na superfície. Estas válvulas são usadas rotineiramente em poços fora da costa para incrementar a integridade operacional e frequentemente são necessárias para regulação. Aperfeiçoamentos na confiabilidade e efetividade de válvulas de segurança sob a superfície proporcionam benefícios substanciais para a integridade operacional e podem evitar uma operação onerosa de recondicionamento no caso de a válvula falhar um teste. Vedabilidade incrementada, resistência à corrosão, erosão, e depósitos, e reduzido atrito e desgaste em dispositivos de válvula em movimento podem ser altamente benéficos por estas razões.
[00160] Válvulas de elevação com gás e injeção química são usadas comumente
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41/80 em colunas de tubos para permitir a injeção de fluidos, e porções de revestimento destes dispositivos melhorarão o seu desempenho. A elevação com gás é usada para reduzir a cabeça hidrostática e aumentar o fluxo de um poço, e injeta-se químicos, por exemplo, para inibir a formação de hidratos ou incrustações no poço que poderíam impedir o fluxo.
[00161] Cotovelos, tês, e acoplamentos podem ser revestidos internamente para redução do atrito do fluxo de fluido e para a prevenção de acúmulo de incrustações e depósitos.
[00162] Os rolamentos de esferas, mancais de manga, ou mancais simples de equipamento rotativo podem ser revestidos para proporcionar baixa resistência ao atrito e desgaste, e para proporcionar vida mais prolongada dos dispositivos de mancais.
[00163] Rolamentos de broca com cortadores cônicos podem ser revestidos vantajosamente com revestimentos de baixo atrito.
[00164] Embuchamentos de desgaste podem ser revestidos vantajosamente com revestimentos de baixo atrito.
[00165] Revestimento de vedações dinâmicas metal-metal podem ser usadas para incrementar ou substituir elastômeros em conjuntos de vedações reciprocantes e/ou rotativas.
[00166] Moyno™ e bombas de cavidade progressiva compreendem um rotor de paletas girando no interior de um estator fixo. O revestimento de uma parte ou de outra, ou de ambas, pode permitir operação aperfeiçoada e incrementar a eficiência e durabilidade da bomba.
[00167] Impelidores e estatores em equipamento de bomba rotativa podem ser revestidos para resistência à erosão e desgaste, e para durabilidade onde sólidos finos podem estar presentes na corrente de fluxo. Referidas aplicações incluem bombas submersíveis.
[00168] O revestimento de porções de uma centrífuga usada em equipamento de controle de sólidos na superfície pode incrementar a efetividade destes dispositivos mediante prevenção do entupimento da descarga da centrífuga.
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42/80 [00169] Molas em ferramentas que são revestidas podem apresentar reduzido atrito por contato e prolongada confiabilidade da vida útil. Exemplos incluem válvulas de segurança, válvulas de elevação de gás, amortecedores de fundo, e ferramentas de martelagem.
[00170] Dispositivos de ferramentas de perfilagem podem ser revestidos de forma a aperfeiçoar operações envolvendo o emprego de braços, tubos para extração de núcleos, frascos de amostragem de fluido, e outros dispositivos no poço. Dispositivos que são estendidos e, depois, retraídos de volta à ferramenta podem ser menos suscetíveis a emperramento devido a atrito e depósitos sólidos se lhes forem aplicados revestimentos.
[00171] Equipamento de pesca, incluindo embora sem limitação, tubo de lavagem, acoplamento, e elevação vertical, podem ser revestidos vantajosamente de forma a facilitar o engate e a remoção de uma peça de equipamento desconectada, ou “peixe [fish]” do interior do poço. A entrada de baixo atrito no tubo de lavagem pode ser facilitada com revestimentos, e um revestimento duro sobre o acoplamento pode aperfeiçoar a mordida da ferramenta. (Ver Figura 11). Em particular, referindo à Figura 11 A, os revestimentos revelados aqui podem ser aplicados em tubo de lavagem 130, conectores de tubo de lavagem 132, calços rotativos 134, e dispositivos de pesca para reduzir o atrito de entrada do peixe 136 na coluna de lavagem. Adicionalmente, referindo à Figura 11B, os revestimentos revelados aqui podem ser aplicados sobre acoplamento 138 para manter a dureza do material para uma boa apreensão.
[00172] Sondas de areia e medidores de fluxo do poço para monitorar a pressão, temperatura, taxas de fluxo, concentrações de fluido, densidade, e outras propriedades físicas ou químicas podem ser revestidos vantajosamente para estender a vida e resistir a dano devido ao desgaste, erosão, corrosão, e deposição de incrustações, asfaltenos, parafina, e hidratas. Uma figura exemplar que mostra a ausência de depósitos de incrustações e a presença de depósitos de incrustações em materiais tubulares 140 pode ser encontrada nas Figuras 12A e 12B, respectivamente. Em particular, a Figura 12A ilustra tubulares 140 com diâmetros
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43/80 internos plenos devido a nenhuma incrustação, depósitos de asfalteno, parafina, ou hidratas devido ao uso dos revestimentos aqui revelados nas superfícies interiores e/ou exteriores dos tubulares 140. Em contraste, a Figura 12B ilustra tubulares 140 com capacidade de fluxo restrita devido ao acúmulo de incrustações e outros depósitos 142 nas superfícies interiores e/ou exteriores dos tubulares 140 porque não se utilizou os revestimentos com baixa energia superficial aqui revelados. O acúmulo de incrustações e outros depósitos 142 em tubulares 140 impede o acesso de ferramentas de perfilagem ao interior do poço.
D. Conexões roscadas:
[00173] Materiais para tubos com alta resistência e ligas especiais em aplicações no campo petrolífero podem ser suscetíveis ao travamento, e conexões roscadas podem ser roscadas vantajosamente de forma a reduzir o atrito e incrementar a dureza superficial durante a aplicação de torque na conexão e e permitir o reuso de tubos e conexões sem repassar as roscas. O desempenho vedante pode ser aperfeiçoado permitindo-se maiores esforços por contato sem risco de travamento. [00174] Roscas de pino e/ou caixa do revestimento, tubulação, tubo de perfuração, colares de perfuração, colunas de trabalho, Linhas de fluxo de superfície, linhas de tratamento de estimulação, roscas usadas para contatar ferramentas de fundo, tubos ascendentes marítimos, e outras conexões roscadas envolvidas em operações de produção podem ser revestidas vantajosamente com os revestimentos de baixo atrito revelados aqui. Roscas podem ser revestidas separadamente ou em combinação com tecnologia corrente para o aperto aperfeiçoado da conexão e resistência ao travamento, incluindo shot-peening e enrolamento a frio, e possivelmente, mas menos provavelmente, tratamentos químicos das roscas. (Ver Figura 13). Referindo à Figura 13A, o pino 150 e/ou a caixa 152 pode ser revestido(a) com os revestimentos revelados aqui. Referindo à Figura 13B, as roscas 154 e/ou ombro 156 podem ser revestidas com os revestimentos aqui revelados. Na Figura 13C, as conexões roscadas (não mostradas) de tubulares roscados 158 podem ser revestidas com os revestimentos aqui revelados. Na Figura 13D, o travamento 159 das roscas 154 pode ser impedido com o uso dos
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44/80 revestimentos aqui revelados.
Aplicações detalhadas e benefícios de revestimentos revelados:
[00175] Um exame detalhado de um aspecto importante de operações de produção, o processo de perfuração, pode ajudar a identificar vários desafios e oportunidades para o uso benéfico de revestimentos no processo de produção de poços.
[00176] Poços profundos para a exploração e produção de petróleo e gás são perfurados com um sistema de perfuração rotativa que cria uma perfuração do poço por meio de uma ferramenta de corte de rocha, uma broca de perfuração. O torque que impele a broca é frequentemente gerado na superfície por um motor com caixa de transmissão mecânica. Através da transmissão, o motor impele a mesa rotativa ou unidade de acionamento de topo. O meio de transportar a energia desde a superfície até a broca de perfuração consiste de uma coluna de perfuração, consistindo principalmente de tubos de perfuração. A menor parte da coluna de perfuração é o conjunto de fundo de poço (abreviado aqui como BHA, Bottomhole Assembly) consistindo de colares de perfuração, estabilizadores e outros incluindo dispositivos de medição, sub-alargadores, motores, e outros dispositivos conhecidos por aqueles versados na arte. A combinação da coluna de perfuração e o conjunto de fundo de poço é referida aqui como um conjunto de haste de perfuração. Alternativamente, tubulação enrolada pode substituir a coluna de perfuração, e a combinação de tubulação enrolada e o conjunto de fundo de poço também é referida aqui como um conjunto de haste de perfuração. O conjunto de fundo de poço é conectado à broca de perfuração na ponta de perfuração.
[00177] Para o caso de um conjunto de haste de perfuração incluindo uma coluna de perfuração, periodicamente durante operações de perfuração, novas seções de tubo de perfuração são adicionadas à coluna de perfuração, e as seções superiores da perfuração do poço são normalmente revestidas para estabilizar os poços, e recomeça-se a perfuração. Assim, o conjunto de haste de perfuração (coluna de perfuração / BHA) sofre vários tipos de atrito e desgaste causados por interação entre a coluna de perfuração/ BHA / broca e o revestimento (“orifício revestido” parte
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45/80 da perfuração do poço) ou as aparas de rocha e lama no espaço anular ou coluna de perfuração/ BHA / broca com furo de sondagem (“furo de sondagem” parte da borehole/perfuração do poço).
[00178] A tendência de se perfurar mais profundamente e em formações mais duras em que a baixa taxa de penetração (abreviado aqui como ROP, Rate Of Penetration) leva a altos custos de perfuração. Em outras áreas, como perfuração profunda em folhelho, pode ocorrer patinação de fundo de poço em que aparas de folhelho aderem à face cortante da broca devido a pressão diferencial da lama através da face aparas-lama e aparas-broca, reduzindo significativamente as eficiências de perfuração e ROP. A adesão de aparas aos dispositivos de BHA, como estabilizadores, também pode levar a ineficiências da perfuração.
[00179] Atrito e desgaste do conjunto de haste de perfuração são causas importantes para falha prematura da coluna de perfuração ou tubulação enrolada e para as ineficiências de perfuração associadas. O desgaste do estabilizador pode afetar a qualidade da perfuração do poço além de levar a ineficiências vibracionais. Estas ineficiências podem manifestar-se como limitadoras da ROP ou “Founder points [n.t.: ponto em que a broca para de responder linearmente ao peso sobre a broca]” no sentido em que a ROP não aumenta linearmente com o peso sobre a broca (abreviado aqui como WOB, Weight On Bit) e rotações por minuto (abreviado aqui como RPM) da broca como predito pela mecânica de brocas. Esta limitação é ilustrada esquematicamente na Figura 14.
[00180] Reconheceu-se na indústria da perfuração que vibrações na coluna de perfuração e enceramento da broca [bit balling] são dois dos limitadores mais desafiadores da taxa de penetração. Os revestimentos aqui revelados quando aplicados no conjunto de haste de perfuração ajudam a mitigar estas limitações de ROP.
[00181] O ambiente de perfuração profunda, particularmente em formações rochosas duras, induz vibrações severas no conjunto de haste de perfuração, o que pode causar reduzida taxa de penetração da broca de perfuração e falha prematura do equipamento de fundo de poço. As duas principais fontes de excitação de
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46/80 vibração são interações entre a broca de perfuração e a formação rochosa, e entre o conjunto de haste de perfuração e o poço ou o revestimento. Como uma consequência, o conjunto de haste de perfuração vibra axialmente, torsionalmente, lateralmente ou usualmente com uma combinação destes três modos básicos, ou seja, vibrações associadas. Portanto, isto leva a um problema complexo. Uma forma particularmente desafiadora de vibração do conjunto de haste de perfuração é o modo de vibração tipo stick slip [n.t.: movimentos de travamento e aceleração súbita da broca causados por entupimento dos dentes], que é uma manifestação da instabilidade torsional. O atrito por contato estático de vários dispositivos de conjunto de haste de perfuração com o revestimento / perfuração do poço, e também a resposta dinâmica deste atrito por contato como uma função da velocidade rotativa pode ser importante para o início de vibrações stick-slip. Por exemplo, sugere-se que a instabilidasde torsional stick-slip induzida pela broca pode ser disparada pelo enfraquecimento da velocidade do atrito por contato nas superfícies broca perfuração do poço em que o atrito por contato dinâmico é menor do que o atrito estático.
[00182] Com a tecnologia avançada dos dias de hoje, é possível perfurar múltiplos poços laterais a partir do mesmo poço de partida [starter]. Isto pode significar perfuração ao longo de profundidades muito mais acentuadas e o uso da tecnologia de perfuração direcional, p. ex., por meio do uso de sistemas rotativos dirigíveis (abreviado aqui com o RSS, Rotary Steerable Systems). Embora isto proporcione vantagens importantes de custo e logísticas, também aumenta muito o desgaste sobre a coluna de perfuração e o revestimento. Em alguns casos de perfuração direcional ou de alcance estendido, o grau de defexão vertical, inclinação (ângulo da vertical), pode ser de até 90°, sendo comumente referidos como poços horizontais. Em operações de perfuração, o conjunto de coluna de perfuração apresenta uma tendência a apoiar-se contra a parede lateral da perfuração do poço ou do revestimento do poço. Esta tendência é muito maior em poços direcionais devido ao efeito da gravidade. À medida que a coluna de perfuração aumenta do comprimento e/ou de grau de deflexão, o arraste atricional global criado pela rotação da coluna de
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47/80 perfuração também aumenta. Para superar este aumento do arraste atricional, exige-se potência adicional para girar a coluna de perfuração. O resultante desgaste e o atrito coluna/revestimento são críticos para a eficiência da operação de perfuração. A profundidade medida que pode ser alcançada nestas situações pode ser limitada pela capacidade de torque disponível da plataforma de perfuração. Há uma necessidade de encontrar soluções mais eficientes para estender a vida útil do equipamento e as capacidades de perfuração com plataformas e mecanismos de impulsão existentes de modo a estender o alcance lateral destas operações. Verificou-se que o revestimento de porções ou de todo o conjunto de haste de perfuração com revestimentos pode resolver estes problemas. As Figuras 2 e 3 ilustram áreas do conjunto de haste de perfuração em que os revestimentos aqui revelados podem ser aplicados para reduzir o atrito e desgaste durante a perfuração.
[00183] Outro aspecto da presente invenção refere-se ao uso de revestimentos para aperfeiçoar o desempenho de ferramentas de perfuração, particularmente um conjunto de fundo de poço para a perfuração em formações contendo argila e substâncias similares. A presente invenção usa os novos materiais ou sistemas de revestimento com baixa energia superficial para proporcionar superfícies com energia termodinamicamente baixa, p. ex., superfícies que não se molham com água para dispositivos de fundo de poço. Os revestimentos aqui revelados são vantajosos para a perfuração de petróleo e gás em áreas propensas a gumbo [xisto argiloso], como na perfuração profunda em folhelho com elevado teor de argila usando-se lamas a base de água (abreviado aqui como WBM, Water-Based Muds) para impedir que o conjunto de fundo de poço venha a balling [encerar-se], [00184] Adicionalmente, os revestimentos aqui revelados, quando aplicados ao conjunto de haste de perfuração, podem reduzir simultaneamente o atrito por contato, o balling, e reduzir o desgaste, ao mesmo tempo que não comprometem a durabilidade e a integridade mecânica do revestimento. Assim, os revestimentos aqui revelados são “revestimento compatíveis” pelo fato de que eles não degradam a vida ou a funcionalidade do revestimento. Os revestimentos aqui revelados
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48/80 também são caracterizados por baixa sensibilidade ou nenhuma sensibilidade ao comportamento de atrito enfraquecedor da velocidade. Assim, os conjuntos de coluna de perfuração aqui proporcionados, com os revestimentos aqui revelados, proporcionam superfícies de baixo atrito com vantagens tanto na mitigação de vibrações stick-slip como na redução do torque parasítico de forma a também permitir perfuração de alcance ultra-estendido.
[00185] Os revestimentos aqui revelados para conjuntos de coluna de perfuração proporcionam as seguintes vantagens não-limitantes exemplares: i) mitigação de vibrações stick-slip, ii) redução do torque e do arraste proporcionando a extensão do alcance de poços de alcance estendido e iii) mitigação do balling da broca de perfuração e de outros conjuntos de fundo de poço. Estas três vantagens, em conjunto com a minimização do torque parasítico, podem levar a aperfeiçoamentos significativos na taxa de penetração da perfuração e também na durabilidade de equipamento de perfuração de fundo de poço, contribuindo com isso para a redução do tempo não-produtivo (abreviado aqui como NPT, Non-Productive Time). Os revestimentos aqui revelados não só reduzem o atrito, mas também suportam os ambientes agressivos de perfuração do fundo de poço exigindo estabilidade química, resistência à corrosão, resistência ao impacto, durabilidade contra o desgaste, erosão e integridade mecânica (resistência da interface revestimentosubstrato). Os revestimentos aqui revelados também são passíveis de aplicação em geometrias complexas sem danificar as propriedades do substrato. Além disso, os revestimentos aqui revelados também proporcionam superfícies de baixa energia necessárias para proporcionar resistência ao balling de dispositivos de fundo de poço.
[00186] Esta discussão do processo de perfuração objetivou os benefícios dos revestimentos relativamente ao atrito e desgaste, com aplicação primária em cilindros que se encontram em contato deslizante, e também identificou os benefícios de superfícies de baixa energia para redução da adesão de aparas da formação aos dispositivos de fundo de poço. Estas mesmas discussões técnicas referem-se a outros casos de cilindros em contato deslizante devido ao movimento
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49/80 relativo, com circunstâncias correspondentemente modificadas.
[00187] De uma maneira similar, identificou-se outros parâmetros geométricos comuns como descrito acima: placas, discos, e geometrias complexas em movimento relativo; corpos cilíndricos estacionários; dispositivos estacionários em equipamento de produção com geometria complexa; e conexões roscadas.
[00188] A redução do atrito e desgaste consiste de motivações primárias para a aplicação de revestimentos sobre corpos em contato deslizante devido ao movimento relativo, quer a geometria compreenda cilindros, placas e discos, ou geometrias mais complexas. Para dispositivos estacionários, os incentivos e benefícios de revestimentos são ligeiramente diferentes. Embora o atrito e desgaste possam ser fatores importantes (por exemplo, na instalação inicial do dispositivo), os benefícios primários de revestimentos podem compreender sua resistência à erosão, corrosão, e depósitos, e estes fatores tornam-se então dimensões importantes para sua seleção e uso.
Concretizações exemplares da presente invenção:
[00189] Em uma concretização exemplar da presente invenção, um dispositivo revestido para a produção de poços de petróleo e gás compreende um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos cilíndricos, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos cilíndricos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito a base de níquel-fósforo eletro-depositado ou sem eletricidade termicamente tratado com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-likecarbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos.
[00190] Em outra concretização exemplar da presente invenção, o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás compreende um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos com a condição de que o um ou mais corpos não incluam uma broca de perfuração, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos, sendo que o
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50/80 revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito de níquel-fósforo eletro-depositado ou termicamente tratado sem eletricidade com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, a cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, a material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos.
[00191] O coeficiente de atrito do revestimento pode ser inferior ou igual a 0,15, ou 0,13, ou 0,11, ou 0,09 ou 0,07 ou 0,05. A força de atrito pode ser calculada como a seguir: Força de atrito = Força normal x Coeficiente de atrito. Em outra forma, o dispositivo revestido para a produção de poços de petróleo e gás pode apresentar um coeficiente de atrito dinâmico do revestimento que não é inferior a 50 %, ou 60 %, ou 70 %, ou 80 % ou 90 % do coeficiente de atrito estático do revestimento. Em outra forma adicional, o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás pode apresentar um coeficiente de atrito dinâmico do revestimento que é maior ou igual ao coeficiente de atrito estático do revestimento.
[00192] O dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás pode ser fabricado a partir de aços baseados em ferro, ligas a base de Al, ligas a base de Ni e ligas a base de Ti. Aço tipo 4142 é um aço a base de ferro exemplar nãolimitante usado para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. A superfície do substrato de aço a base de ferro pode ser opcionalmente submetida a um tratamento superficial avançado antes da aplicação do revestimento. O tratamento superficial avançado pode proporcionar um ou mais dos seguintes benefícios a seguir: durabilidade estendida, desgaste incrementado, coeficiente de atrito reduzido, fadiga incrementada e desempenho de corrosão estendidos da(s) camada(s) de revestimento. Tratamentos superficiais avançados exemplares nãolimitantes incluem implantação de ferro, nitretação, carburização, jateamento [shot peening], vitrificação com laser ou feixe de elétrons, shock peening a laser, e combinações dos mesmos. Referidos tratamentos de superfície podem endurecer a superfície do substrato por meio da introdução de espécies adicionais e/ou da introdução de esforço residual compressivo profundo resultando na inibição do
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51/80 crescimento de fendas induzido por danos por fadiga, impacto e desgaste.
[00193] O revestimento aqui revelado pode ser selecionado dentre uma liga amorfa, compósito a base de de níquel-fósforo de eletro-deposição e/ou sem eletricidade, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos. O material a base de diamante pode ser diamante depositado com vapor químico (CVD, Chemical Vapor Deposited) ou compacto de diamante policristalino (PDC, Polycrystalline Diamond Compact). Em uma concretização vantajosa, o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás é revestido com um revestimento de carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon), e mais particularmente o revestimento DLC pode ser selecionado dentre carbono amorfo tetraédrico (ta-C), carbono hidrogenado amorfo tetraédrico (ta-C:H), carbono halogenado semelhante a diamante (DLCH, diamondlike hydrogenated carbon), carbono hidrogenado semelhante a polímero (PLCH, polymer-like hydrogenated carbon), carbono hidrogenado semelhante a grafite (GLCH, grafite-like hydrogenated carbon), carbono-semelhante-a-diamante contendo silício (Si-DLC), carbono-semelhante-a-diamante contendo metal (Me-DLC), carbono-semelhante-a-diamante contendo oxigênio (O-DLC), carbono-semelhantea-diamante contendo nitrogênio (N-DLC), carbono-semelhante-a-diamante contendo boro (B-DLC), carbono-semelhante-a-diamante fluorado (F-DLC) e combinações dos mesmos.
[00194] Diminuição significativa do coeficiente de atrito (COF, Coefficient Of Friction) do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás resultará em uma diminuição significativa da força de atrito. Isto se traduz a uma força menor requerida para deslizar as aparas ao longo da superfície quando o dispositivo é um conjunto de haste de perfuração revestido. Se a força de atrito for suficientemente baixa, pode ser possível aumentar a mobilidade das aparas ao longo da superfície até que elas possam ser erguidas da superfície do conjunto de haste de perfuração ou transportadas para o espaço anular. Também é possível que a mobilidade
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52/80 incrementada das aparas ao longo da superfície possa inibir a formação de aparas travadas diferentemente devido à pressão diferencial entre a região de interface entre lama e lama-aparas espremidas-cortador que conserva a apara sobre a face do cortador. A diminuição do COF nas superfícies do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás é realizada revestindo-se estas superfícies com revestimentos aqui revelados. Estes revestimentos aplicados no dispositivo para produção de poços de petróleo e gás são capazes de suportar os ambientes agressivos da perfuração incluindo resistência à corrosão, carregamento de impacto e exposição a temperaturas elevadas.
[00195] Adicionalmente a um baixo COF, os revestimentos da presente invenção também apresentam durezas suficientemente elevadas para proporcionar durabilidade contra o desgaste durante operações de produção de poços de petróleo e gás. Mais particularmente, a dureza Vickers ou a dureza Vickers equivalente dos revestimentos no dispositivo para produção de poços de petróleo e gás aqui revelado pode ser maior ou igual a 400 (3,92 GPa), 500 (4,90 GPa), 600 (5,88 GPa), 700 (6,86 GPa), 800 (7,84 GPa), 900 (8,82 GPa), 1000 (9,80 GPa), 1500 (14,71 GPa), 2000 (19,61 GPa), 2500 (24,52 GPa), 3000 (29,42 GPa), 3500 (34,32 GPa), 4000 (39,23 GPa), 4500 (44,13 GPa), 5000 (49,04 GPa), 5500 (59,94 GPa), ou 6000 (58,84 GPa). Uma dureza Vickers superior a 400 (3,92 GPa) permite que o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás, quando usado como um conjunto de haste de perfuração a ser usado para perfuração em folhelho com lamas a base de água, e o uso de estabilizadores espirais. Estabilizadores espirais têm tendência menor de causar vibrações do BHA do que estabilizadores de lâminas retas. A Figura 15 ilustra a relação entre o COF do revestimento e a dureza do revestimento para alguns dos revestimentos aqui revelados relativamente à coluna de perfuração do estado da técnica e aços BHA. A combinação de baixo COF e dureza elevada para os revestimentos aqui revelados, quando usados como um revestimento de superfície nos conjuntos de coluna de perfuração, proporciona materiais duros, duráveis com baixo COF para aplicações de perfuração no fundo do poço.
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53/80 [00196] Os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás com os revestimentos aqui revelados também proporcionam uma energia superficial inferior a 1, 0,9, 0,8, 0,7, 0,6, 0,5, 0,4, 0,3, 0,2, ou 0,1 J/m2. Em operações de perfuração rotativa subterrâneas, isto ajuda a mitigar a adesão ou o balling [enceramento] por aparas de rochas. O ângulo de contato também pode ser usado para quantificar a energia superficial dos revestimentos nos dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados. O ângulo de contato da água dos revestimentos aqui revelados é maior do que 50, 60, 70, 80, ou 90 graus.
[00197] Detalhes adicionais relativos aos revestimentos aqui revelados para uso em dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás são como a seguir:
Ligas amorfas:
[00198] Ligas amorfas como revestimentos para dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui reveladas proporcionam alto limite elástico / alta intensidade de fluxo com dureza relativamente elevada. Estes atributos permitem que estes materiais, quando submetidos a esforço ou estiramento, permanecem elásticos para estiramentos/esforços maiores em comparação com os materiais cristalinos, como os aços usados em conjuntos de coluna de perfuração. A relação esforço-estiramento entre as ligas amorfas como revestimentos para conjuntos de coluna de perfuração e aços / ligas cristalinas convencionais é ilustrada na Figura 16, e mostra que aços / ligas cristalinas convencionais podem facilmente passar para deformação plástica mesmo sob esforços/estiramentos relativamente baixos em comparação com ligas amorfas. A deformação plástica prematura nas superfícies de contato leva à geração de rugosidade da superfície e a consequentes forças de contato com alta rugosidade e COF em metais cristalinos. O alto limite elástico de ligas metálicas amorfas ou materiais amorfos em geral pode reduzir a formação de rugosidades resultando também em significativo incremento da resistência ao desgaste. Ligas amorfas como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás poderíam resultar em reduzida formação de rugosidade durante operações de produção e, com isto, em reduzido COF do
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54/80 dispositivo.
[00199] Ligas amorfas como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás podem ser depositadas usando-se uma variedade de técnicas de revestimento incluindo, embora sem limitação, pulverização térmica, pulverização a frio, sobrecamada de solda, vitrificação de superfície com feixe de laser, implantação de íon e deposição em fase vapor. Usando um feixe de elétrons ou laser de varredura, uma superfície pode ser vitrificada e resfriada rapidamente para formar uma camada de superfície amorfa. Na vitrificação, pode ser vantajoso modificar a composição superficial para assegurar boa capacidade de formação de vidro e para incrementar a dureza e a resistência ao desgaste. Isto pode ser realizado efetuando a liga na poça fundida sobre a superfície à medida que a fonte de calor é escaneada. Revestimentos de endurecimento de superfície também podem ser aplicados por meio de pulverização térmica incluindo pulverização com plasma ao ar ou em vácuo. Revestimentos mais finos, totalmente amorfos como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás podem ser obtidos por meio de técnicas de deposição de película fina incluindo, embora sem limitação, erosão rotativa, deposição química em fase vapor (CVD, Chemical Vapor Deposition) e eletrodeposição. Algumas composições de ligas amorfas aqui reveladas, como estequiometria quase equiatômica (p. ex., Ni-Ti), podem ser amortizadas por meio de deformação plástica pesada, como jateamento [shot peening] ou shock loading. As ligas amorfas como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás aqui reveladas proporcionam um balanço notável de desempenho ao desgaste e atrito e requerem capacidade adequada de formação de vidro para a metodologia de produção a ser usada.
Revestimentos compósitos a base de Ni-P:
[00200] Compósitos a base de níquel-fósforo (Ni-P) sem eletricidade e de eletrodeposição como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados podem ser formados por meio de co-deposição de partículas inertes sobre uma matriz metálica a partir de um banho eletrolítico ou sem eletricidade. O revestimento de compósito Ni-P proporciona excelente adesão sobre
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55/80 a maior parte dos substratos de metal e ligas. As propriedades finais destes revestimentos dependem do teor de fósforo da matriz de Ni-P, o que determina a estrutura dos revestimentos, e das características das partículas embutidas, como tipo, forma e tamanho. Revestimentos de Ni-P com baixo teor de fósforo são Ni cristalino com P supersaturado. Como o aumento do teor de P, o retículo cristalino do níquel torna-se cada vez mais estiredo e o tamanho do cristalito diminui. A um teor de fósforo superior a 12 % em peso, ou 13 % em peso, ou 14 % em peso ou 15 % em peso, os revestimentos apresentam uma estrutura predominantemente amorfa. O recozimento de revestimentos de Ni-P amorfos pode resultar na transformação da estrutura amorfa em um estado cristalino vantajoso. Esta cristalização pode incrementar a dureza, mas deteriora a resistência à corrosão. Quanto mais rica a liga for em fósforo, tanto mais lento o processo de cristalização. Isto expande a faixa amorfa do revestimento. Os revestimentos de compósito de Ni-P podem incorporar outros elementos metálicos incluindo, embora sem limitação, tungstênio (W) e molibdênio (Mo) para aumentar ainda mais as propriedades dos revestimentos. O revestimento de compósito a base de níquel-fósforo (Ni-P) aqui revelado pode incluir partículas com tamanhos do mícron e sub-mícron. Partículas exemplares não-limitantes incluem: diamantes, nanotubos, carbetos, nitretos, boretos, óxidos e combinações dos mesmos. Outras partículas exemplaras nãolimitantes incluem plásticos (p. ex., fluoro-polímeros) e metais duros.
Materiais estratificados e camadas de revestimento compostas a base de fulereno inéditas [00201] Materiais estratificados, como grafite, M0S2 e WS2 (plaquetas do politipo 2H) podem ser usados como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Adicionalmente, camadas de revestimento compostas a base de fulereno que incluem nanopartículas semelhantes a fulereno também podem ser usadas como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Nanopartículas semelhantes a fulereno apresentam propriedades tribológicas em comparação com metais típicos, enquanto aliviam as carências de materiais estratificados convencionais (p. ex., grafite, M0S2). Fulerenos quase esféricos
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56/80 também podem comportar-se como rolamentos em escala nano. O benefício favorável principal das nanopartículas ôcas a base de fulereno pode ser atribuído aos três efeitos a seguir, (a) atrito por rolamento, (b) as nanopartículas de fulereno funcionam como espaçadores, que eliminam o contato metal-metal entre as rugosidades das duas superfícies de metal confrontadas, e (c) transferência de material de três corpos. O deslizamento/rolamento das nanopartículas semelhantes a fulereno na interface entre superfícies que se esfregam pode ser o principal mecanismo de atrito a baixas cargas, quando a forma da nanopartícula é preservada. O efeito benéfico de nanopartículas semelhantes a fulereno aumenta com a carga. Verificou-se que ocorre exfoliação de lâminas externas de nanopartículas semelhantes a fulereno a altas cargas de contato (~1GPa). A transferência de nanopartículas semelhantes a fulereno deslaminadas parece ser o mecanismo de atrito dominante sob condições severas de contato. As propriedades mecânicas e tribológicas de nanopartículas semelhantes a fulereno podem ser exploradas por meio da incorporação destas partículas em fases de ligantes de camadas de revestimento. Adicionalmente, revestimentos compósitos incorporando nanopartículas semelhantes a fulereno em uma fase de ligante metálico (p. ex., deposição de Ni-P sem eletricidade) pode proporcionar uma película com características auto-lubrificantes e excelentes características anti-adesão vantajosas para revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Cermetos avançados a base de boreto e compósitos de matriz metálica:
[00202] Cermetos avançados a base de boreto eO compósitos de matriz metálica como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás podem ser formados em materiais granelados devido exposição à alta temperatura, seja por tratamento com calor ou por aquecimento incipiente durante o serviço de desgaste. Por exemplo, cermetosa base de boreto (p. ex., TiB2-metal), a camada superficial é enriquecida tipicamente com óxido de boro (p. ex., B2O3) que aumenta o desempenho de lubrificação levando a um baixo coeficiente de atrito.
Materiais quase cristalinos:
[00203] Materiais quase cristalinos podem ser usados como revestimentos para
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57/80 dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Materiais quase cristalinos apresentam estrutura atômica periódica, mas não se conformam à simetria 3-D típica de materiais cristalinos ordinários. Devido a sua estrutura cristalográfica mais comumente icosaédrica ou decagonal, materiais quase cristalinos com química personalizada apresentam propriedades únicas de combinação incluindo superfícies de baixa energia, atraentes como um material de revestimento para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Materiais quase cristalinos proporcionam propriedades superficiais não-aderentes devido a sua baixa energia superficial (~30 mJ/m2) sobre substrato de aço inoxidável em químicas Al-Cu-Fe icosaédricas. Materiais quase cristalinos como camadas de revestimento para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás podem proporcionar uma combinação de baixo coeficiente de atrito (~0,05 no teste da arranhadura com indentador de diamante ao ar seco) com microdurezas relativamente altas (3,92~5,88 GPa (400~600 HV)) para resistência ao desgaste. Materiais quase cristalinos como camadas de revestimento para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás também podem proporcionar uma superfície de baixa corrosão e a camada revestida apresenta superfície lisa e plana com baixa energia superficial para desempenho aperfeiçoado. Materiais quase cristalinos podem ser depositados sobre um substrato de metal por meio de uma ampla faixa de tecnologias de revestimento, incluindo, embora sem limitação, pulverização térmica, deposição em fase vapor, revestimento assistido com laser, sobreposição com solda, e eletrodeposição.
Materiais superduros (diamante, carbono semelhante a diamante, nitreto de boro cúbico):
[00204] Materiais superduros, como diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon) e nitreto de boro cúbico (CBN, Cubic Boron Nitride) podem ser usados como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. O diamante é o material mais duro conhecido pelo Homem e em determinadas condições pode proporcionar coeficiente de atrito ultra-baixo quando depositado por meio de deposição química em fase vapor (abreviado aqui como CVD) sobre dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Em uma forma, o
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58/80 carbono depositado por CVD pode ser depositado diretamente sobre a superfície do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás. Em outra forma, um subrevestimento de um material compatibilizador (também referido aqui como uma camada tamponadora) pode ser aplicado no dispositivo para produção de poços de petróleo e gás antes da deposição do diamante. Por exemplo, quando usado em conjuntos de coluna de perfuração, um revestimento superficial do diamante CVD pode proporcionar não só reduzida tendência de adesão de aparas na superfície, mas também funciona como um facilitador para o uso de estabilizadores espiralados em operações com perfuração propensa a xisto argiloso (como, por exemplo, no Golfo do México). O revestimento da superfície de fluxo dos estabilizadores espiralados com diamante CVD pode permitir que as aparas fluam ao largo do estabilizador poço-acima pelo espaço anular da coluna de perfuração sem aderir ao estabilizador.
[00205] Em uma concretização vantajosa, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon) pode ser usado como revestimentos para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. DLC refere-se a material de carbono amorfo que apresenta algumas das propriedades únicas similares àquelas do diamante natural. O carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon) vantajoso para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás pode ser selecionado dentre ta-C, ta-C:H, DLCH, PLCH, GLCH, Si-DLC, Me-DLC, F-DLC e combinações dos mesmos. Revestimentos de DLC incluem quantidades significativas de átomos de carbono hibridizados sp3. Estas ligações de sp3 podem ocorrer não só com cristais - em outras palavras, em sólidos com ordem de longo alcance - mas também em sólidos amorfos em que os átomos se encontram em diposição aleatória. Neste caso, só haverá ligação entre alguns átomos individuais, que é uma ordem de curto alcance, e não em uma ordem de longo alcance que se estende sobre um grande número de átomos. Os tipos de ligação apresentam uma influência considerável sobre as propriedades materiais de películas de carbono amorfas. Se o tipo sp2 for predominante a película de DLC pode ser mais macia, enquanto que se o tipo sp3 for predominante, a película de DLC pode ser mais dura.
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59/80 [00206] Revestimentos de DLC podem ser fabricados como diamante amorfo, flexível, mas ainda assim ligado puramente com sp3. A mais dura é uma mistura do tipo referido, conhecida como carbono amorfo tetraédrico, ou ta-C (ver Figura 17). Referido ta-C inclui uma fração de alto volume (~80 %) de átomos de carbono ligados sp3. Cargas opcionais para os revestimentos com DLC, incluem, embora sem limitação, hidrogênio, carbono sp2 grafítico, e metais, e podem ser usadas, em outras palavras, para se obter uma combinação desejada de propriedades dependendo da aplicação particular. As várias formas de revestimentos DLC podem ser aplicadas a uma variedade de substratos que são compatíveis com um ambiente de vácuo e que também são eletricamente condutivos. A qualidade do revestimento com DLC também é dependente do teor fracional de elementos de liga, como o hidrogênio. Alguns métodos de revestimento com DLC requerem hidrogênio ou metano como um gás precursor, e, consequentemente, um percentual considerável de hidrogênio pode permanecer no material de DLC acabado. Para aperfeiçoar adicionalmente suas propriedades tribológicas e mecânicas, películas de DLC são frequentemente modificadas mediante a incorporação de outros elementos de liga. Por exemplo, a adição de flúor (F), e silício (Si) às películas de DLC, diminui a energia superficial e a molhabilidade. A redução da energia superficial em DLC fluorado (F-DLC) é atribuída à presença de grupos -CF2 e -CF3 na película. No entanto, teores mais elevados de F podem levar a uma dureza menor. A adição de Si pode reduzir a energia superficial ao diminuir o componente dispersivo de energia de superfície. A adição de Si também pode incrementar a dureza das películas de DLC ao promover hibridação de sp3 em películas de DLC. A adição de elementos metálicos (p. ex., W, Ta, Cr, Ti, Mo) à película, e também o uso de referida intercamada metálica pode reduzir os esforços residuais compressivos resultando em melhor integridade mecânica da película após carregamento compressivo.
[00207] A fase semelhante a diamante ou carbono ligado a sp3 de DLC é uma fase termodinamicamente metaestável enquanto grafite com ligação sp2 é uma fase termodinamicamente estável. Assim, a formação de películas de revestimento com DLC requer processamento de não-equilíbrio para obter carbono ligado sp3
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60/80 metaestável. Métodos de processamento de equilíbrio, como evaporação de carbono grafítico, onde a energia média das espécies evaporadas é baixa (próximo de kT onde k é a constante de Boltzmann e T é a temperatura em escala de temperatura absoluta), levam à formação de carbonos 100 % ligados sp2. Os métodos revelados aqui para a produção de revestimentos com DLC requerem que o carbono na extensão da ligação sp3 seja significamente menor do que a extensão da ligação sp2. Consequentemente, a aplicação de pressão, impacto, catálise, ou alguma combinação destes na escala atômica pode forçar átomos de carbono ligados sp2 mais próximos entre si em ligação sp3. Isto pode ser realizado de forma suficientemente vigorosa de tal forma que os átomos não possam simplesmente separar-se retornando a separações características de ligações sp2. Técnicas típicas combinam uma compressão do tipo referido com um empurrão do novo aglomerado de carbono ligado sp3 mais profundamente no revestimento para que não haja espaço para expansão de volta a separações necessárias para ligação sp2; ou o novo aglomerado é ocultado pela chegada de carbono novo destinado ao próximo ciclo de impactos.
[00208] Os revestimentos de DLC aqui revelados podem ser depositados por meio de técnicas de revestimento como deposição física em fase vapor, deposição química em fase vapor, ou deposição química em fase vapor assistida com plasma. Os métodos de revestimento de deposição física em fase vapor incluem magnetron sputtering plasma reativo RF-DC, deposição assistida com feixe de íons, deposição com arco catódico e deposição por laser pulsado (PLD, Pulsed Laser Deposition). Os métodos de revestimento por deposição química em fase vapor incluem deposição de CVD assistida com feixe de íons, deposição acentuada por plasma usando uma descarga luminescente de gás hidrocarboneto, usando uma descarga luminescente de rádio-frequência (r.f.) de um gás hidrocarboneto, processamento de íon imerso em plasma e descarga de microondas. Deposição química em fase vapor acentuada com plasma (PECVD, Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition) é um método vantajoso para deposição de revestimentos com DLC em grandes áreas a taxas de deposição elevadas. Processo de revestimento com CVD baseado em
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61/80 plasma é uma técnica não-linha-de-visada [non-line-of-sight], i.e., o plasma cobre conformacionalmente a parte a ser revestida e toda a superfície exposta da parte é revestida com espessura uniforme. O acabamento superficial da parte pode ser conservado após a aplicação do revestimento com DLC. Uma vantagem da PECVD é que a temperatura da parte do substrato não aumenta acima de cerca de 150°C durante a operação de revestimento. As películas de DLC contendo flúor (F-DLC) e DLC contendo silício (Si-DLC) podem ser sintetizadas usando-se técnica de deposição por plasma empregando um gás de processo de acetileno (C2H2) misturado com gases precursores contendo flúor e contendo silício, respectivamente (p. ex., tetra-fluoro-etano e hexa-metil-disiloxano).
[00209] Os revestimentos com DLC aqui revelados podem apresentar coeficientes de atrito dentro de faixas descritas previamente. O COF ultra-baixo pode basear-se na formação de uma película fina de grafite nas áreas de contato efetivas. Como a ligação sp3 é uma fase termodinamicamente instável do carbono a temperaturas elevadas de 600 a 1500°C, dependendo das condições ambientais, ela pode transformar-se em grafite que pode funcionar como um lubrificante sólido. Estas temperaturas elevadas podem ocorrer como temperaturas de flash muito curto (referido como a temperatura incipiente) nos contatos ou colisões de rugosidade. Uma teoria alternativa para o COF ultra-baixo de revestimentos DLC é a presença de película escorregadia a base de hidrocarboneto. A estrutura tetraédrica de um carbono ligado sp3 pode resultar em uma situação na superfície em que pode haver um elétron vago que sai da superfície, que não apresenta átomo de carbono para ligar-se (ver Figura 18), que é referido como um orbital de “ligação pendente”. Se um átomo de hidrogênio com seu próprio elétron for colocado em um tal átomo de carbono, ele pode ligar-se com o orbital de ligação pendente para formar uma ligação covalente de dois elétrons. Quando duas superfícies lisas do tipo referido com uma camada exterior de átomos de hidrogênio simples deslizam uma sobre a outra, ocorrerá cisalhamento entre os átomos de hidrogênio. Não há ligação química entre as superfícies, apenas forças de van der Waals muito fracas, e as superfícies apresentam as propriedades de uma cera de hidrocarboneto pesada. Como ilustrado
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62/80 na Figura 18, átomos de carbono na superfície podem criar três ligações fortes deixando um elétron no orbital de ligação pendente salientando-se da superfície. Átomos de hidrogênio ligam-se a uma superfície do tipo referido que se torna hidrofóbica e apresenta baixo atrito.
[00210] Os revestimentos com DLC para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados também previnem o desgaste devido a suas propriedades tribológicas. Em particular, os revestimentos com DLC aqui revelados são resistentes a desgaste abrasivo e adesivo tornando-as vantajosas para uso em aplicações que experimentam extrema pressão de contato, tanto em contato rolante como em contato deslizante.
[00211] Adicionalmente a baixo atrito e resistência ao desgaste/abrasão, os revestimentos com DLC para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados também apresentam durabilidade e resistência adesiva com a superfície exterior do conjunto de corpos para deposição. Películas com revestimento DLC podem apresentar um alto nível de esforço residual intrínseco (~1GPa) que exece uma influência sobre seu desempenho tribológico e resistência de adesão com o substrato (p. ex., aço) para deposição. Tipicamente, revestimentos com DLC depositados diretamente sobre a superfície de aço sofrem de baixa resistência de adesão. Esta falta de resistência de adesão restringe a espessura e a incompatibilidade entre o DLC e a interface de aço, o que pode resultar em delam inação a baixas cargas. Para superar estes problemas, os revestimentos com DLC para dispositivos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados também podem incluir intercamadas de vários compósitos metálicos (por exemplo, embora sem limitação, Cr, W, Ti) e compósitos cerâmicos (por exemplo, embora sem limitação, CrN, SiC) entre a superfície exterior do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás e a camada de revestimento com DLC. Estas intercamadas cerâmicas e metálicas relaxam o esforço residual compressivo dos revestimentos com DLC aqui revelados para aumentar a adesão e as capacidades de suporte de carga. Uma abordagem alternativa para melhorar o desgaste/atrito e a durabilidade mecânica dos revestimentos com DLC aqui revelados consiste em aperfeiçoar multi
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63/80 camadas com camadas tamponadoras intermediárias para aliviar o acúmulo de esforço residual e/ou tratamentos de revestimento híbrido dúplice. Em uma forma, a superfície exterior do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás para tratamento pode ser nitretada ou carburizada, um tratamento precursor antes da deposição do revestimento com DLC, de forma a endurecer e retardar a deformação plástica da camada de substrato que resulta em durabilidade incrementada do revestimento.
Revestimentos de multi-camadas e revestimentos híbridos:
[00212] Revestimentos de multi-camadas sobre dispositivos de produção de poços de petróleo e gás são revelados aqui e podem ser usados para maximizar a espessura dos revestimentos para aumentar sua durabilidade. Os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás revelados aqui podem incluir não só uma camada simples, mas também duas ou mais camadas de revestimento. Por exemplo, duas, três, quatro, cinco ou mais camadas de revestimento podem ser depositadas sobre porções do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás. Cada camada de revestimento pode compreender de 0,5 a 5000 microns de espessura com um limite inferior de 0,5, 0,7, 1,0, 3,0, 5,0, 7,0, 10,0, 15,0, ou 20,0 microns e um limite superior de 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000, ou 5000 microns. A espessura total do revestimento de multi-camadas pode compreender de 0,5 a 30.000 microns. O limite inferior da espessura total de revestimento de multicamadas pode ser de 0,5, 0,7, 1,0, 3,0, 5,0, 7,0, 10,0, 15,0, ou 20,0 microns de espessura. O limite superior da espessura total do revestimento de multi-camadas pode ser de 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000, ou 30000 microns de espessura.
[00213] Em outra concretização dos dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados, o conjunto do corpo do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás pode incluir reforço [n.t.: aplicação de cobertura protetora dura] sobre pelo menos uma porção da superfície exterior exposta para proporcionar resistência incrementada ao desgaste e durabilidade. Consequentemente, a uma ou mais camadas de revestimento são depositadas sobre o reforço para formar uma
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64/80 estrutura de revestimento de tipo híbrido. A espessura da camada de reforço pode compreender desde várias vezes aquela da camada ou camadas de revestimento exterior até a mesma espessura da camada ou camadas de revestimento exterior. Materiais de reforço exemplares não-limitantes incluem materiais a base de cermeto, compósitos de matriz metálica, ligas metálicas nanocristalinas, ligas amorfas e ligas metálicas duras. Outros tipos exemplares não-limitantes de reforço incluem carbetos, nitretos, boretos, e óxidos de tungstênio elementar, titânio, nióbio, molibdênio, ferro, cromo, e silício dispersos em uma matriz de liga metálica. Referido reforço pode ser depositado por meio de sobrecamada de solda, pulverização térmica ou revestimento com feixe de laser/elétrons.
[00214] Os revestimentos para uso em dispositivos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados também podem incluir uma ou mais camadas tamponadoras (também referido aqui como camadas adesivas). A uma ou mais camadas tamponadoras podem ser interpostas entra a superfície exterior do conjunto de corpo e a camada simples ou as duas ou mais camadas em uma configuração de revestimento multi-camadas. A uma ou mais camadas tamponadoras podem ser selecionadas dentre os seguintes elementos ou ligas dos seguintes elementos: silício, titânio, cromo, tungstênio, tântalo, nióbio, vanádio, zircônio, e/ou háfnio. A uma ou mais camadas tamponadoras também podem ser selecionadas dentre carbetos, nitratos, carbo-nitretos, óxidos dos seguintes elementos: silício, titânio, cromo, tungstênio, tântalo, nióbio, vanádio, zircônio, e/ou háfnio. A uma ou mais camadas tamponadoras são geralmente interpostas entra o reforço (quando usado) e um ou mais camadas de revestimento ou entra camadas de revestimento. A espessura da camada tamponadora pode ser uma fração da espessura da camada de revestimento, ou aproximar-se da espessura da camada de revestimento.
[00215] Em outra concretização adicional dos dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados, o conjunto de corpo pode incluir adicionalmente uma ou mais camadas tamponadoras interpostas entra a superfície exterior do conjunto de corpo e a camada de revestimento ou reforço sobra pelo
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65/80 menos uma porção da superfície exterior exposta de forma a proporcionar tenacidade incrementada, para minimizar qualquer diluição da liga de aço de substrato no revestimento exterior ou reforço, e para minimizar a absorção do esforço residual. Camadas tamponadoras exemplares não-limitantes incluem aço inoxidável ou uma liga a base de níquel. A uma ou mais camadas tamponadoras são geralmente posicionadas adjacentes ou sobre o conjunto de corpo do dispositivo para produção de poços de petróleo e gás para revestimento.
[00216] Em uma concretização vantajosa do dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás aqui revelado, camadas de revestimento amorfas multiestratificadas a base de carbono, como revestimentos com carbono-semelhante-adiamante (DLC, diamond-like-carbon), podem ser aplicadas no dispositivo. Os revestimentos com carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon) vantajosos para dispositivo para produção de poços de petróleo e gás podem ser selecionados dentre ta-C, ta-C:H, DLCH, PLCH, GLCH, Si-DLC, Me-DLC, N-DLC, O-DLC, B-DLC, F-DLC e combinações dos mesmos. Um revestimento com DLC particularmente vantajoso para referidas aplicações é DLCH ou ta-C:H. A estrutura de revestimentos multi-camadas com DLC pode incluir camadas individuais de DLC com camadas de adesão ou tamponadoras entre as camadas de DLC individuais. Camadas de adesão ou tamponadoras exemplares para uso com revestimentos com DLC incluem, embora sem limitação, os seguintes elementos ou ligas dos elementos a seguir: silício, titânio, cromo, tungstênio, tântalo, nióbio, vanádio, zircônio, e/ou háfnio. Outras camadas de adesão ou tamponadoras exemplares para uso com revestimentos com DLC incluem, embora sem limitação, carbetos, nitretos, carbonitretos, óxidos dos seguintes elementos: silício, titânio, cromo, tungstênio, tântalo, nióbio, vanádio, zircônio, e/ou háfnio. Estas camadas tamponadoras ou adesivas agem como camadas de reforçamento e aliviadoras do esforço residual e permitem que a espessura total do revestimento com DLC para concretizações de multicamadas seja incrementada enquanto conserva a integridade do revestimento visando a durabilidade.
[00217] Em outra forma vantajosa adicional dos dispositivos revestidos de
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66/80 produção de poços de petróleo e gás aqui revelados, visando melhorar a durabilidade, integridade mecânica e desempenho de fundo de poço de camadas de revestimento de DLC relativamente finas, é possível usar uma abordagem de revestimento híbrido em que uma ou mais camadas de revestimento de DLC podem ser depositadas sobre um reforço do estado da técnica. Esta concretização proporciona resistência incrementada da interface DLC-reforço e também proporciona proteção aos dispositivos de fundo de poço contra o desgaste prematuro caso o DLC venha a desgastar-se ou delaminar-se. Em outra forma desta concretização, um tratamento superficial avançado pode ser aplicado sobre um substrato de aço antes da aplicação da(s) camada(s) de DLC para estender a durabilidade e incrementar o desempenho frente ao desgaste, atrito, fadiga e corrosão de revestimentos com DLC. Tratamentos superficiais avançados podem ser selecionados dentre implantação de íon, nitretação, carburização, jateamento [shot peening], vitrificação por feixe de laser e elétrons, laser shock peening, e combinações dos mesmos. Referido tratamento de superfície pode endurecer a superfície do substrato mediante introdução de espécies adicionais e/ou introduzir esforço residual compressivo profundo resultando na inibição do crescimento de rachadura induzida por dano por impacto e desgaste. Em outra forma adicional desta concretização, uma ou mais camadas tamponadoras como previamente descrito podem ser interpostas entre o substrato e o reforço com uma ou mais camadas de revestimento DLC interpostas sobre o reforço.
[00218] Figura 26 é uma concretização exemplar de um revestimento sobre um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás usando-se camadas de revestimento híbridas multi-camadas, sendo que uma camada de revestimento DLC é depositada sobre o reforço em um substrato de aço. Em outra forma desta concretização, o reforço pode ser pós-tratado (p. ex., corroído quimicamente) para expor as partículas de carbeto da liga de forma a acentuar a adesão de revestimentos com DLC ao reforço como também mostrado na Figura 26. Referidos revestimentos híbridos podem ser aplicados em dispositivos de fundo de poço, como os acoplamentos auxiliares e estabilizadores para incrementar a durabilidade e a
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67/80 integridade mecânica dos revestimentos com DLC depositados sobre estes dispositivos e proporcionar uma “segunda linha de defesa” caso a camada exterior venha a desgastar-se ou delaminar-se, contra as condições agressivas de desgaste e erosivas do ambiente de fundo de poço em operações subterrâneas de perfuração rotativa. Em outra forma desta concretização, uma ou mais camadas tamponadoras e/ou uma ou mais camadas tamponadoras como previamente descrito podem ser incluídas dentro da estrutura de revestimento híbrido de forma a incrementar ainda mais as propriedades e o desempenho na perfuração de poços de petróleo e gás, em completações e operações de produção.
[00219] Estas tecnologias de revestimento proporcionam benefícios potenciais para operações de produção de poços de petróleo e gás, incluindo, embora sem limitação operações de perfuração, completações, estimulação, recondicionamento, e produção. Operações eficientes e confiáveis de perfuração, completações, estimulação, recondicionamento, e produção podem ser incrementadas por meio da aplicação de referidos revestimentos sobre dispositivos para mitigar o atrito, desgaste, erosão, corrosão, e depósitos, como foi discutido detalhadamente acima. Condições de perfuração, aplicações e benefícios:
[00220] Os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados proporcionam benefício particular em operação de perfuração de fundo de poço, e em particular para conjuntos revestidos de coluna de perfuração. Um conjunto de perfuração inclui um conjunto de corpo com uma superfície exterior exposta que inclui uma coluna de perfuração acoplada a um conjunto de fundo de poço, ou alternativamente uma tubulação enrolada acoplada a um conjunto de fundo de poço, ou alternativamente elementos de corte afixados à extremidade do fundo do revestimento compreendendo um sistema “casing-while-drilling [revestindoenquanto-perfura]”. A coluna de perfuração inclui um ou mais dispositivos selecionados dentre tubo de perfuração, acoplamentos auxiliares, tubo de transição entre a coluna de perfuração e conjunto de fundo de poço incluindo acoplamentos auxiliares, tubo de perfuração de peso pesado incluindo acoplamentos auxiliares e aletas de desgaste [wear pads], e combinações dos mesmos. O conjunto de fundo
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68/80 de poço inclui um ou mais dispositivos selecionados, embora sem limitação, dentre: estabilizadores, estabilizadores de medida variável, retro-alargadores, colares de perfuração, colares de perfuração flex, ferramentas giratórias conduzíveis, alargadores de rolos, amortecedores de fundo, motores de lama, ferramentas do tipo registro-enquanto-perfura (LWD, Logging While Drilling), ferramentas do tipo medição-enquanto-perfura (MWD, Measurement While Drilling), ferramentas de extração de núcleos, sub-alargadores, abridor de furo, centralizadores, turbinas, bent housings, bent motors, ferramentas de martelagem na perfuração, ferramentas de martelagem de aceleração, crossover subs, ferramentas de martelagem de amortecedor, ferramentas de redução de torque, float subs, ferramentas de pesca, ferramentas de martelagem para pesca, tubo de lavagem, ferramentas de perfilagem, survey tool subs, contra-partes não-magnéticas de qualquer um destes dispositivos, e combinações dos mesmos e suas conexões externas associadas. [00221] Os revestimentos aqui revelados podem ser depositados sobre pelo menos uma porção, ou toda, a coluna de perfuração, e/ou o conjunto de fundo de poço, e/ou a tubulação enrolada de um conjunto de haste de perfuração, e/ou o revestimento de perfuração usado em um sistema “casing-while-drilling [revestindoenquanto-perfura]. Consequentemente, considera-se que os revestimentos e formas híbridas do revestimento podem ser depositados sobre muitas combinações de dispositivos da coluna de perfuração e/ou dispositivos do conjunto de fundo de poço descritos acima. Quando revestidos sobre a coluna de perfuração, os revestimentos aqui revelados podem impedir ou retardar o início do buckling da coluna de perfuração incluindo buckling helicoidal para prevenir falhas do conjunto de haste de perfuração e o tempo não-produtivo associado durante operações de perfuração. Além disso, os revestimentos aqui revelados também podem proporcionar resistência à instabilidade por vibração torsional incluindo disfunção por vibração stick-slip da coluna de perfuração e conjunto de fundo de poço.
[00222] Os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados podem ser usados em conjuntos de coluna de perfuração com temperatura de fundo compreendendo de -6 a 204°C (20 a 400°F) com um limite inferior de -6, 4,
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15, 26 ou 37 °C (20, 40, 60, 80, ou 100°F), e com um limite superior de 65, 93, 121, 148, 176 ou 204°C (150, 200, 250, 300, 350 ou 400°F). Durante operações de perfuração rotativa, as velocidades de perfuração rotativa na superfície podem compreender de 0 a 200 RPM com um limite inferior de 0, 10, 20, 30, 40, ou 50 RPM e com um limite superior de 100, 120, 140, 160, 180, ou 200 RPM. Adicionalmente, durante operações de perfuração rotativa, a pressão da lama de perfuração pode compreender de 96 kPa a 137.89 MPa (14 psi a 20.000 psi) com um limite inferior de 96, 689, 1378, 2068, 2757, 3447, ou 6894 kPa (14, 100, 200, 300, 400, 500, ou 1000 psi), e com um limite superior de 34,47, 68,94, 103,42 ou 137,89 MPa (5000, 10000, 15000, ou 20000 psi).
[00223] Quando usados sobre conjuntos de coluna de perfuração, os revestimentos aqui revelados podem reduzir o torque requerido para a operação de perfuração, e, consequentemente, podem permitir que o operador de perfuração perfure os poços de petróleo e gás a uma taxa de penetração (ROP, Rate Of Penetration) mais elevada do que quando se usa equipamento de perfuração convencional. Adicionalmente, os revestimentos aqui revelados proporcionam resistência ao desgaste e baixa energia superficial para o conjunto de haste de perfuração, o que é vantajoso relativamente aos conjuntos convencionais de coluna de perfuração hardbanded/protegidos com camada protetora dura enquanto reduz o desgaste no revestimento do poço.
[00224] Em uma forma, os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados com o revestimento sobre pelo menos uma porção da superfície externa exposta proporcionam pelo menos 2 vezes, ou 3 vezes, ou 4 vezes ou 5 vezes mais resistência ao desgaste do que um dispositivo não-revestido. Adicionalmente, o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás aqui revelados quando usado em um conjunto de haste de perfuração com o revestimento em pelo menos uma porção da superfície proporciona redução do desgaste do revestimento em comparação com quando se usa um conjunto de haste de perfuração não revestido para perfuração rotativa. Além disso, os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados quando usados
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70/80 em um conjunto de haste de perfuração com o revestimento em pelo menos uma porção da superfície reduz o desgaste do revestimento em pelo menos 2 vezes, ou 3 vezes, ou 4 vezes, ou 5 vezes versus o uso de um conjunto de haste de perfuração não revestido para operações de perfuração rotativa.
[00225] Os revestimentos em conjuntos de coluna de perfuração revelados aqui também podem eliminar ou reduzir o enfraquecimento da velocidade do coeficiente de atrito. Mais particularmente, sistemas de perfuração rotativa usados para perfurar poços profundos para a exploração e produção de hidrocarbonetos frequentemente experimentam severas vibrações torsionais levando a instabilidades referidas como vibrações “stick-slip”, caracterizadas por (i) fases de travamento em que a broca ou BHA desacelera até parar (velocidade de deslizamento relativo é zero), e (ii) fases de deslizamento em que a velocidade de deslizamento relativo do conjunto de fundo de poço acima acelera rapidamente a um valor muito maior do que a velocidade média de deslizamento imposta pela velocidade rotativa (RPM) imposta na plataforma de perfuração. Este problema é particularmente agudo no caso de brocas de arraste, que consistem de lâminas fixas ou cortadores montados sobre a superfície de um corpo de broca. Não-linearidades nas leis constitutivas do atrito levam à instabilidade do deslizamento atricional constante contra oscilações stickslip. Em particular, o comportamento enfraquecedor da velocidade, que é indicado por um coeficiente de atrito decrescente com velocidade crescente de deslizamento relativo, pode causar instabilidade torsional que dispra vibrações stick-slip. A instabilidade do deslizamento é um problema na perfuração porque é um dos Founders primários que limita a taxa de penetração máxima como descrito previamente. Em aplicações de perfuração, é vantajoso evitar a condição de stickslip porque ela leva a vibrações e desgaste, incluindo a iniciação de vibrações associadas com danos. Mediante redução ou eliminação do comportamento enfraquecedor da velocidade, os revestimentos sobre conjuntos de coluna de perfuração aqui revelados trazem o sistema a um estado de deslizamento contínuo, onde a velocidade de deslizamento relativo é constante e não oscila (evitar stickslip), ou apresentam violentas acelerações ou desacelerações em RPMs localizadas.
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Mesmo com o método do estado da técnica de evitar o movimento de stick-slip com o uso de pílulas ou de um aditivo lubrificante nas lamas de perfuração, ainda pode ocorrer movimento stick-slip sob cargas elevadas normais e baixas velocidades de deslizamento. Os revestimentos sobre conjuntos de coluna de perfuração aqui revelados podem proporcionar ausência de movimento stick-slip mesmo sob cargas elevadas normais.
[00226] O balling [enceramento] da broca e do estabilizador ocorre quando as forças adesivas entre a broca e a superfície do estabilizador e as aparas de rocha se tomam maiores do que as forças coesivas que mantêm a apara íntegra. Portanto, visando diminuir o bit balling [enceramento da broca], as forças adesivas entre a apara de folhelho deformável e a broca de perfuração e a superfície do estabilizador podem ser reduzidas. Os revestimentos sobre conjuntos de coluna de perfuração aqui revelados proporcionam superfícies de baixa energia para proporcionar superfícies de baixa aderência para mitigar ou reduzir o arredondamento da broca/estabilizador.
Métodos para o revestimento de dispositivos de produção de poços de petróleo e gás:
[00227] A presente invenção refere-se também a métodos para revestir dispositivos de produção de poços de petróleo e gás. Em uma concretização exemplar, um método para revestir um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás compreende proporcionar um dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás compreendendo um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos cilíndricos, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos cilíndricos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito a base de níquel-fósforo eletrodepositado ou sem eletricidade termicamente tratado com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos, e usando o dispositivo revestido para produção
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72/80 de poços de petróleo e gás na construção de poços, completação, ou operações de produção.
[00228] Em outra concretização exemplar, um método para o revestimento de um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás compreende proporcionar um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos com a condição de que o um ou mais corpos não inclui uma broca de perfuração, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos, sendo que o revestimento é selecionado dentre uma liga amorfa, um compósito a base de níquelfósforo eletro-depositado ou sem eletricidade termicamente tratado com um teor de fósforo superior a 12 % em peso, grafite, M0S2, WS2, um compósito a base de fulereno, um cermeto a base de boreto, um material quase cristalino, um material a base de diamante, carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon), nitreto de boro, e combinações dos mesmos, e usando o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás na construção de poços, completação, ou operações de produção.
[00229] Em operações subterrâneas de perfuração rotativa, a perfuração pode ser direcional incluindo, embora sem limitação, perfuração horizontal ou perfuração de alcance estendido (ERD, Extended Reach Drilling). Durante a perfuração horizontal ou a perfuração de alcance estendido (ERD), o método também pode incluir usar revestimentos sobre bent motors para auxiliar com a transferência de peso para a broca de perfuração. A transferência de peso para a broca de perfuração é facilitada durante operações de deslizamento (0 RPM) para perfuração de poço horizontal quando se usa revestimentos sobre referidos bent motors porque a transferência de peso à broca é impedida pela resistência do atrito nos locais de contato deslizante entre o BHA e o poço.
[00230] O material a base de diamante pode ser diamante depositado quimicamente em fase vapor (CVD) ou compacto de diamante policristalino (PDC). Em uma concretização vantajosa, o dispositivo revestido para a produção de poços de petróleo e gás é revestido com um revestimento de carbono-semelhante-adiamante (DLC, diamond-like-carbon), e mais particularmente o revestimento DLC
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73/80 pode ser selecionado dentre ta-C, ta-C:H, DLCH, PLCH, GLCH, Si-DLC, N-DLC, O-DLC, B-DLC, Me-DLC, F-DLC e combinações dos mesmos. Em outra forma vantajosa da concretização do revestimento com DLC usa-se reforço adjacente ao substrato.
[00231] Em uma forma do método para revestir dispositivos de produção de poços de petróleo e gás, o um ou mais dispositivos podem ser revestidos com carbono semelhante-a-diamante (DLC). Revestimentos de materiais DLC podem ser aplicados por meio de técnicas de revestimento como deposição física em fase vapor (PVD), deposição por arco, deposição química em fase vapor (CVD), ou deposição química em fase vapor acentuada com plasma (PECVD). O método de revestimento de deposição física em fase vapor pode ser selecionado dentre magnetron sputtering plasma reativo RF-DC, deposição assistida com feixe de íons, deposição com arco catódico e deposição por laser pulsado. A uma ou mais camadas de revestimento DLC podem ser depositadas vantajosamente por meio de métodos de PECVD e/ou magnetron sputtering plasma reativo RF-DC.
[00232] O método para o revestimento de um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás aqui revelados proporciona substancial redução do torque durante operações de perfuração mediante redução substancial do atrito e arraste durante a perfuração direcional ou de alcance estendido facilitando a perfuração de poços mais profundos e/ou de alcance mais longo com capacidades de acionamento de topo existentes. Redução substancial do torque significa uma redução de 10 %, de preferência, redução de 20 % e mais preferivelmente de 30 % em comparação com quando se usa um conjunto de haste de perfuração não revestido para perfuração rotativa. Reduzir substancialmente o atrito e arraste significa uma redução de 10 %, de preferência, redução de 20 % e mais preferivelmente de 50 % em comparação com quando se usa um conjunto de haste de perfuração não-revestido para perfuração rotativa. O método para reduzir o atrito em um conjunto de haste de perfuração revestido pode incluir adicionalmente aplicar o revestimento sobre pelo menos uma porção da superfície exterior do conjunto de corpo no sítio da plataforma de perfuração no campo ou em uma loja de fornecedor local para aplicar
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74/80 revestimentos novos ou usados recuperados para estender a vida e facilitar o uso contínuo do conjunto.
[00233] Em uma forma vantajosa do método para revestir um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás aqui revelados, o revestimento inclui carbonosemelhante-a-diamante (DLC, diamond-like-carbon). Um método exemplar para aplicar o revestimento de carbono-semelhante-a-diamante (DLC, diamond-likecarbon) inclui evacuar pelo menos uma porção da superfície exterior exposta do dispositivo através de um meio para vedação mecânica e bombeamento abaixo antes do revestimento por deposição em fase vapor. Em aplicações de perfuração, é possível usar uma coluna de perfuração ou tubulação enrolada em conjunto com o conjunto de fundo de poço para formar o conjunto de haste de perfuração. Quando se usa tubulação enrolada revestida em operações subterrâneas de perfuração rotativa com os métodos para reduzir atrito aqui revelados, o método proporciona perfuração sub-balanceada para atingir a profundidade total objetivada sem a necessidade de aditivos redutores de arraste na lama.
[00234] Quando se usa os dispositivos revestidos aqui revelados em operações de perfuração, o método para revestimento de um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás para redução do atrito em um conjunto de haste de perfuração revestido durante operações subterrâneas de perfuração rotativa proporciona redução substancial do atrito e arraste sem comprometer a agressividade de uma broca de perfuração conectada ao conjunto de haste de perfuração revestido para transmitir torque aplicado ao processo de fragmentação de rocha. Efetivamente, os dispositivos revestidos permitem que se use uma broca mais agressiva porque uma parte maior do torque disponível e da potência será transmitida à broca e não perdida por atrito parasítico devido ao contato deslizante do conjunto de haste de perfuração. Redução substancial do atrito e arraste significa que uma redução de 10 %, de preferência, redução de 20 % e mais preferivelmente redução de 50 % em comparação com quando se usa um conjunto de haste de perfuração não-revestido para perfuração rotativa. Adicionalmente, o método para revestir um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás para reduzir o
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75/80 atrito em um conjunto de haste de perfuração revestido durante operações subterrâneas de perfuração rotativa aqui reveladas, a resistência à corrosão do revestimento é pelo menos igual ao aço usado para o conjunto de corpo do conjunto de haste de perfuração nos ambientes de perfuração de de fundo do poço. Aplicações e benefícios na produção de poços:
[00235] Os dispositivos revestidos de produção de poços de petróleo e gás aqui revelados proporcionam desempenho aperfeiçoado em operações de perfuração, completação, estimulação, injeção, tratamento, fraturamento, acidificação, recondicionamento, e produção. Estas aplicações podem ser consideradas mais geralmente como sendo relacionadas com a produção de poços. Os benefícios para estas operações de produção de poços derivam-se da redução do atrito, desgaste, corrosão, erosão, e resistência a depósitos obtidos por meio do uso de dispositivos revestidos de produção de poços, como previamente descrito detalhadamente e como ilustrado nas figuras anexas.
MÉTODOS DE TESTE [00236] O coeficiente de atrito foi medido usando-se um testador de esfera-sobrebola [ball-on-disk] de acordo com o método de teste ASTM G99. O método de teste requer duas amostras - uma amostra em forma de disco plano e uma amostra em forma de bola acabada esfericamente. Uma amostra de bola, mantida rigidamente com o uso de um fixador, é posicionada perpendicularmente ao disco plano. A amostra em forma de disco plano desliza contra a amostra em forma de bola girando-se o disco plano de 6,8 cm (2,7 polegadas) e diâmetro por um caminho circular. A carga normal é aplicada verticalmente para baixo através da bola de forma que a bola é pressionada contra o disco. A carga normal específica pode ser aplicada por meio de pesos conectados, mecanismos de carregamento hidráulico ou pneumático. Durante a testagem, as forças atricionais são medidas usando-se uma célula de carga de tensão-compressão ou dispositivos similares sensíveis a força ligados ao fixador da bola. O coeficiente de atrito pode ser calculado a partir das forças atricionais medidas divididas por cargas normais. O teste foi realizado à temperatura ambiente e a 65°C (150°F) sob várias velocidades de deslizamento de
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76/80 condição de teste. Usou-se uma bola de quartzo ou de aço brando, 4mm ~ 5 mm de diâmetro como um material de contraface.
[00237] O aumento ou a diminuição da velocidade foi avaliada medindo-se o coeficiente de atrito em diversas velocidades de deslizamento usando-se um testador de atrito bola-sobre-disco de acordo com o método de teste ASTM G99 descrito acima.
[00238] A dureza foi medida de acordo com o método de teste de dureza Vickers ASTM C1327. O método de teste de dureza Vickers consiste de indentar o material de teste com um indentador de diamante, em forma de uma pirâmide reta com uma base quadrada e um ângulo de 136 graus entre faces opostas submetida a uma carga de 1 a 980 N (100 kgf). A carga plena é aplicada normalmente durante de 10 a 15 segundos. As duas diagonais da indentação deixada na superfície do material após a remoção da carga são medidas usando-se um microscópio e calcula-se a sua média. Calcula-se a área da superfície inclinada da indentação. A dureza Vickers é o quociente obtido dividindo-se a carga em kgf pela área de indentação em mm2. As vantagens do teste de dureza Vickers são que é possível obter leituras extremamente precisas, e usa-se apenas um tipo de indentador para todos os tipos de metais e tratamentos de superfície. A dureza da camada de revestimento fino (p. ex., inferior a 100 pm) foi avaliada por meio de nanoindentação, sendo que a carga normal (P) é aplicada sobre uma superfície do revestimento por meio de um indentador com geometria piramidal bem conhecida (p. ex., ponta de Berkovich, que apresenta uma geometria de pirâmide de três lados). Na nanoindentação usa-se pequenas cargas e tamanhos de de pontas para eliminar ou reduzir o efeito do substrato, de modo que a área de indentação pode ser de apenas alguns poucos micrômetros quadrados ou até nanômetros quadrados. Durante o curso do processo de indentação, faz-se um perfilagemda profunidade de penetração, e então determina-se a área da indentação usando-se a geometria conhecida da ponta de indentação. A dureza pode ser obtida dividindo-se a carga (kgf) pela área de indentação (mm2).
[00239] O desempenho ao desgaste foi medido pela geometria da bola-sobre
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77/80 disco de acordo com o método de teste ASTM G99. A quantidade de desgaste, ou perda do volume por desgaste do disco e bola é determinada medindo-se as dimensões de ambas as amostras antes e após o teste. A alteração de profundidade ou de forma da pista de desgaste do disco foi determinada por meio de perfilometria de superfície a laser e microscopia de força atômica. A quantidade de desgaste, ou perda de volume por desgaste da bola foi determinada medindo-se as dimensões de amostras antes e após o teste. O volume do desgaste na bola foi calculado a partir da geometria conhecida e do tamanho da bola.
[00240] O ângulo de contato com a água foi medido de acordo com o método de teste ASTM D5725. O método referido como “método da gota séssil” mede um ângulo goniométrico de contato líquido com qoniômetro usando um subsistema óptico para capturar o perfil de um líquido puro sobre um substrato sólido. Uma gota de líquida (p. ex., água) foi colocada (ou deixada cair de uma determinada distância) sobre uma superfície sólida. Quando o líquido assentou (tornou-se séssil), a gota conservou sua tensão superficial e tornou-se ovalada contra a superfície sólida. O ângulo formado entre a interface líquido/sólido e a interface líquido/vapor é o ângulo de contato. O ângulo de contato anqle em que o oval da gota contata a superfície determina a afinidade entre as duas substâncias. Ou seja, uma gota planta indica uma alta afinidade, sendo que neste caso diz-se que o líquido molha o substrato. Uma gota mais arredondada (pelo peso) no topo da superfície indica menor afinidade porque o ângulo ao qual a gota está ligada à superfície sólida é mais agudo. Neste caso diz-se que o líquido não molha o substrato. Os sistemas de gota séssil usam câmeras de alta resolução e programa [software] para capturar e analisar o ângulo de contato.
EXEMPLOS
Exemplo ilustrativo 1:
[00241] Revestimentos com DLC foram aplicados sobre substratos de aço 4142 por meio de técnica de deposição em fase vapor. Revestimentos com DLC apresentaram uma espessura compreendendo de 1,5 a 25 micrômetros. A dureza foi medida como estando na faixa de 12,75 GPa a 73,55 GPa (1.300 a 7.500 Número
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78/80 de Dureza Vickers). Conduziu-se testes de laboratório baseados em geometria de bola sobre disco para demonstrar o desempenho ao atrito e desgaste do revestimento. Usou-se bola de quartzo e bola de aço brando como materiais de contraface para simular condições de furo de sondagem e de poço revestido respectivamente. Em um teste à temperatura ambiente, aço 4142 não-revestido, revestimento DLC e revestimento de sobrecamada de solda com reforço comercial do estado da técnica foram testados em condição “seca” ou de ar ambiente contra material de contraface de quartzo a 300g de carga normal e 0,6 m/s de velocidade de deslizamento para simular uma condição de furo de sondagem. Foi possível obter aperfeiçoamento de até 10 vezes no desempenho ao atrito (redução do coeficiente de atrito) relativamente a aço 4142 não-revestido e reforço em revestimentos com DLC como mostrado na Figura 19.
[00242] Em outro teste à temperatura ambiente, aço 4142 não-revestido, revestimento DLC e revestimento de sobrecamada de solda com reforço comercial do estado da técnica foram testados contra material de contraface de aço brando para simular uma condição de poço revestido. Foi possível obter um aperfeiçoamento de até três vezes no desempenho ao atrito (redução do coeficiente de atrito) relativamente a aço 4142 não-revestido e reforço em revestimentos com DLC como mostrado na Figura 19. O revestimento DLC poliu a bola de quarto devido à maior dureza do revestimento DLC do que de materiais de contraface (i.e., quartzo e aço brando). No entanto, a perda de volume devida a desgaste foi mínima tanto na bola de quartzo como também na bola de aço brando. Por outro lado, aço comum e reforço causaram desgaste significativo tanto em esferas de quartzo como em esferas de aço brando, indicando que estes não são muito “compatíveis com o revestimento”.
[00243] O desgaste de bola sobre disco e o coeficiente de atrito também foram testados à temperatura ambiente em lama a base de petróleo. Usou-se bola de quartzo e esferas de aço brando como materiais de contraface para simular furo de sondagem e poço revestido, respectivamente. O revestimento DLC apresentou vantagens significativas sobre reforço comercial como mostrado na Figura 20. Foi
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79/80 possível obter um aperfeiçoamento de até 30 % no desempenho ao atrito (redução do coeficiente de atrito) relativamente a aço 4142 não-revestido e reforço com revestimentos com DLC. O revestimento DLC poliu a bola de quartzo devido a sua dureza superior à do quartzo. Por outro lado, para o caso de aço de disco nãorevestido, tanto as esferas de aço brando e de quartzo, bem como o disco de aço apresentaram desgaste significativo. Para um teste comparável, o comportamento ao desgaste do disco submetido a reforço foi intermediário com relação ao disco revestido com DLC e o disco em aço não-revestido.
[00244] A Figura 21 ilustra o desempenho ao desgaste e atrito a temperaturas elevadas. Os testes foram realizados em lama a base de petróleo aquecida a 65°C (150°F), e novamente usou-se a bola de quartzo e a bola de aço brando como materiais de contrapartes para simular uma condição de furo de sondagem e de poço revestido, respectivamente. Revestimentos com DLC apresentaram aperfeiçoamento de até 50 % no desempenho ao atrito (redução do coeficiente de atrito) sobre aço 4142 não-revestido e reforço comercial. Aço não-revestido e reforço causaram dano por desgaste nos materiais de contraface de bola de quartzo e de aço brando, enquanto que se observou significativamente menos dano por desgaste nos materiais de contraface esfregados contra o revestimento DLC.
[00245] A Figura 22 mostra o desempenho ao atrito do revestimento DLC a temperatura elevada 65°C (150°F) e 93°C (200°F). Nestes dados de teste, os revestimentos com DLC apresentaram baixo coeficiente de atrito a temperatura elevada de até 93°C (200°F). No entanto, o coeficiente de atrito de aço não-revestido e reforço aumentaram significativamente com a temperatura.
Exemplo ilustrativo 2:
[00246] Nos testes de desgaste/atrito em laboratório, a dependência da velocidade (aumento ou diminuição da velocidade) do coeficiente de atrito para um revestimento DLC e aço 4142 não-revestido foi medida monitorando-se o esforço de cisalhamento requerido para deslizar em uma faixa de velocidade de deslizamento de 0,3 m/s ~ 1,8 m/s. Usou-se bola de quartzo como um material de contraface no teste de desgaste de deslizamento a seco. O desempenho diminuidor de velocidade
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80/80 do revestimento DLC relativamente ao aço não-revestido é ilustrado na Figura 23. Aço 4142 não-revestido apresenta uma diminuição do coeficiente de atrito com a velocidade de deslizamento (i.e. diminuição significativa da velocidade), enquanto que revestimentos com DLC não apresentam diminuição da velocidade e, efetivamente, parece haver um ligeiro aumento de velocidade do COF (i.e. aumentando ligeiramente o COF com a velocidade de deslizamento), o que pode ser vantajoso para mitigar a instabilidade torsional, um precursor para vibrações stickslip.
Exemplo ilustrativo 3:
[00247] Revestimentos com DLC multi-camadas foram produzidos para maximizar a espessura dos revestimentos com DLC para incrementar sua durabilidade para conjuntos de coluna de perfuração usados em operações de perfuração. Em uma forma, a espessura total do revestimento DLC multi-camadas variou de 6 pm a 25 pm. A Figura 24 ilustra imagens de micrografias de varredura de elétrons (SEM, scanning electron micrographs) tanto de revestimentos com DLC de camada simples e de multi-camadas para conjuntos de coluna de perfuração produzidos via PECVD. Uma(s) camada(s) adesiva(s) usada(s) com os revestimentos com DLC foi/foram uma camada tampão silícea.
Exemplo ilustrativo 4:
[00248] A energia superficial dos substratos revestidos com DLC em comparação com uma superfície de aço 4142 não-revestido foi medida via o ângulo de contato da água. Resultados são ilustrados na Figura 25 e indicam que um revestimento DLC proporciona uma energia superficial substancialmente menor em comparação com uma superfície de aço não-revestida. A energia superficial menor pode proporcionar superfícies de menor aderência para mitigar ou reduzir o balling [enceramento] da broca/estabilizador e para prevenir a formação de depósitos de asfaltenos, parafinas, incrustações, e/ou hidratas.
[00249] Quando limites inferiores numéricos e limites superiores numéricos são listados aqui, considera-se faixas de qualquer limite inferior até qualquer limite superior.
Claims (32)
- REIVINDICAÇÕES1. Dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás compreendendo:um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos com a condição de que o um ou mais corpos não incluam uma broca (41) de perfuração ou uma haste de perfuração, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos, caracterizado pelo fato de que o revestimento é selecionado dentre um compósito a base de fulereno, carbono-semelhante-a-diamante (DLC) e combinações dos mesmos, e em que o coeficiente de atrito do revestimento é menor ou igual a 0,15 e o revestimento proporciona uma dureza superior a 1500 Número de Dureza Vickers (VHN).
- 2. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem dois ou mais corpos em movimento relativo entre si ou que são estáticos relativamente um ao outro.
- 3. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem esferas e geometrias complexas, em que as geometrias complexas apresentam pelo menos uma porção que tem forma não-cilíndrica.
- 4. Dispositivo revestido de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 2, caracterizado pelo fato de que os dois ou mais corpos incluem dois ou mais corpos substancialmente no interior de um ou mais outros corpos.
- 5. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os dois ou mais corpos são contíguos ou não contíguos um ao outro, e são coaxiais ou não-coaxiais ou apresentam eixos substancialmente paralelos.
- 6. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos são helicoidais na superfície interior, helicoidais na superfície exterior ou uma combinação destes.Petição 870190052238, de 04/06/2019, pág. 86/922/7
- 7. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem pelo menos um corpo que é substancialmente circular, substancialmente elíptico, ou substancialmente poligonal na seção transversal exterior, seção transversal interior ou seção transversal interior e exterior.
- 8. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o revestimento compreende uma camada simples de revestimento ou duas ou mais camadas de revestimento, de modo que as duas ou mais camadas de revestimento são de revestimentos substancialmente iguais ou diferentes.
- 9. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o revestimento compreende adicionalmente uma ou mais camadas tamponadoras interpostas entre a superfície do um ou mais corpos e a camada simples de revestimento ou as duas ou mais camadas de revestimento.
- 10. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a uma ou mais camadas tamponadoras são selecionadas dentre elementos, ligas, carbetos, nitretos, carbo-nitretos, e óxidos dos seguintes: silício, titânio, cromo, tungstênio, tântalo, nióbio, vanádio, zircônio, háfnio ou combinações dos mesmos.
- 11. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos inclui adicionalmente reforço sobre pelo menos uma porção do mesmo.
- 12. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o reforço compreende um material a base de cermeto, um compósito de matriz metálica ou uma liga metálica dura.
- 13. Dispositivo revestido de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 e 11, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem adicionalmente uma camada tamponadora interposta entre a superfície do um ou mais corpos e o revestimento ou reforço, que está sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos.
- 14. Dispositivo revestido de acordo com a reivindicação 13, caracterizadoPetição 870190052238, de 04/06/2019, pág. 87/923/7 pelo fato de que a camada tamponadora compreende um aço inoxidável ou uma liga a base de níquel.
- 15. Dispositivo revestido de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos são: dispositivos de construção de poços, de completação ou de produção, em que os dispositivos são selecionados dentre revestimento, coluna de tubos, cabo de perfuração(100)/linha trançada/multi-condutores/condutor simples/linha de alisamento; tubulação enrolada, rotores aletados e estatores de Moyno™ e bombas de cavidade progressiva, tubulares expansíveis, mandris de expansão, centralizadores, anéis de contato, tubos de lavagem (130), telas agitadas para o controle de sólidos, elevação vertical e acoplamento (138), tubos ascendente marítimos, linhas de fluxo de superfície, elevadores de êmbolo; conjuntos de luva deslizante de completação; varetas de sucção; Corods™; coluna de tubos; macacos de bombeamento; caixa de empanque; gaxetas e lubrificadores; êmbolos e revestimentos vedadores de êmbolos; condutos e linhas de controle; ferramentas operadas em furos de poços; tubo base perfurado; tubo base fendido; tubo base telado para o controle da areia; tubos de desvio; ferramentas de serviço usadas em operações de recheio com cascalho (26); juntas de explosão; telas para areia dispostas dentro de intervalos de completação; telas de completação Mazeflo™; telas sinterizadas; telas de fio enrolado; linhas de tratamento de estimulação, estranguladores (120), válvulas (110), sedes de válvulas, bocais, válvulas de esfera, válvulas de isolamento anular, válvulas de segurança sob a superfície, centrífugas, cotovelos, tês, acoplamentos (138), preventores de estouro (112), embuchamentos de desgaste, vedações dinâmicas metal-metal em conjuntos de vedações reciprocantes e/ou rotativas, molas em válvulas de segurança, amortecedores de fundo, e ferramentas de martelagem, braços de ferramentas de perfilagem, equipamento de erguimento de plataforma, paletes, dispositivo de controle de influxo, válvulas de poço inteligente, válvulas de elevação de gás (118) e injeção química, bolsas laterais, mandris, deslizadores de vedadores, linguetas de vedadores, sondas de areia, medidores de fluxo do poço, componentes nãocilíndricos de telas para areia, conexões roscadas (35, 74) ou superfícies vedantesPetição 870190052238, de 04/06/2019, pág. 88/924/7 associadas com esses dispositivos e combinações dos mesmos.
- 16. Método para o revestimento de um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás compreendendo:proporcionar um dispositivo para produção de poços de petróleo e gás incluindo um ou mais corpos com a condição de que o um ou mais corpos não incluam uma broca (41) de perfuração ou uma haste de perfuração, e um revestimento sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos, e usar o dispositivo revestido para produção de poços de petróleo e gás na construção de poços, completação, ou operações de produção, caracterizado pelo fato de que o revestimento é selecionado dentre um compósito a base de fulereno, carbono-semelhante-a-diamante (DLC) e combinações dos mesmos, e em que o coeficiente de atrito do revestimento é menor ou igual a 0,15 e o revestimento proporciona uma dureza superior a 1500 Número de Dureza Vickers (VHN).
- 17. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem dois ou mais corpos em movimento relativo entre si ou que são estáticos relativamente um ao outro.
- 18. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem esferas e geometrias complexas, em que as geometrias complexas apresentam pelo menos uma porção que tem forma nãocilíndrica.
- 19. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 17, caracterizado pelo fato de que os dois ou mais corpos incluem dois ou mais corpos substancialmente no interior de um ou mais outros corpos.
- 20. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que os dois ou mais corpos são contíguos ou não contíguos um ao outro, e são coaxiais ou não-coaxiais ou apresentam eixos substancialmente paralelos.
- 21. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos são helicoidais na superfície interior, helicoidais naPetição 870190052238, de 04/06/2019, pág. 89/925/7 superfície exterior ou uma combinação destes.
- 22. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem pelo menos um corpo que é substancialmente circular, substancialmente elíptico, ou substancialmente poligonal na seção transversal exterior, seção transversal interior ou seção transversal interior e exterior.
- 23. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o revestimento compreende uma camada simples de revestimento ou duas ou mais camadas de revestimento, de modo que as duas ou mais camadas de revestimento são de revestimentos substancialmente iguaOOOis ou diferentes.
- 24. Método de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que o revestimento compreende adicionalmente uma ou mais camadas tamponadoras interpostas entre a superfície do um ou mais corpos e a camada simples de revestimento ou as duas ou mais camadas de revestimento.
- 25. Método de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que a uma ou mais camadas tamponadoras são selecionadas dentre elementos, ligas, carbetos, nitretos, carbo-nitretos, e óxidos dos seguintes: silício, titânio, cromo, tungstênio, tântalo, nióbio, vanádio, zircônio, háfnio ou combinações dos mesmos.
- 26. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos inclui adicionalmente reforço sobre pelo menos uma porção do mesmo.
- 27. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de que o reforço compreende um material a base de cermeto, um compósito de matriz metálica ou uma liga metálica dura.
- 28. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 e 26, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos incluem adicionalmente uma camada tamponadora interposta entre a superfície do um ou mais corpos e o revestimento ou reforço, que está sobre pelo menos uma porção do um ou mais corpos.
- 29. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato de que a camada tamponadora compreende um aço inoxidável ou uma liga a base dePetição 870190052238, de 04/06/2019, pág. 90/926/7 níquel.
- 30. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 29, caracterizado pelo fato de que o um ou mais corpos são: dispositivos de construção de poços, de completação ou de produção, em que os dispositivos são selecionados dentre revestimento, coluna de tubos, cabo de perfuração/linha trançada/multicondutores/condutor simples/linha de alisamento; tubulação enrolada, rotores aletados e estatores de Moyno™ e bombas de cavidade progressiva, tubulares expansíveis, mandris de expansão, centralizadores, anéis de contato, tubos de lavagem (130), telas agitadas para o controle de sólidos, elevação vertical e acoplamento (138), tubos ascendente marítimos, linhas de fluxo de superfície, elevadores de êmbolo; conjuntos de luva deslizante de completação; varetas de sucção; Corods™; coluna de tubos; macacos de bombeamento; caixa de empanque; gaxetas e lubrificadores; êmbolos e revestimentos vedadores de êmbolos; condutos e linhas de controle; ferramentas operadas em furos de poços; tubo base perfurado; tubo base fendido; tubo base telado para o controle da areia; tubos de desvio; ferramentas de serviço usadas em operações de recheio com cascalho (26); juntas de explosão; telas para areia dispostas dentro de intervalos de completação; telas de completação Mazeflo™; telas sinterizadas; telas de fio enrolado; linhas de tratamento de estimulação, estranguladores (120), válvulas (110), sedes de válvulas, bocais, válvulas de esfera, válvulas de isolamento anular, válvulas de segurança sob a superfície, centrífugas, cotovelos, tês, acoplamentos (138), preventores de estouro (112), embuchamentos de desgaste, vedações dinâmicas metal-metal em conjuntos de vedações reciprocantes e/ou rotativas, molas em válvulas de segurança, amortecedores de fundo, e ferramentas de martelagem, braços de ferramentas de perfilagem, equipamento de erguimento de plataforma, paletes, dispositivo de controle de influxo, válvulas de poço inteligente, válvulas de elevação de gás (118) e injeção química, bolsas laterais, mandris, deslizadores de vedadores, linguetas de vedadores, sondas de areia, medidores de fluxo do poço, componentes nãocilíndricos de telas para areia, conexões roscadas (35, 74) ou superfícies vedantes associadas com esses dispositivos e combinações dos mesmos.Petição 870190052238, de 04/06/2019, pág. 91/927/7
- 31. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o carbono-semelhante-a-diamante (DLC) é aplicado por meio de técnicas de revestimento de deposição física em fase vapor, deposição química em fase vapor, ou deposição química em fase vapor assistida com plasma ou combinações das mesmas.
- 32. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o método de revestimento por deposição física em fase vapor é selecionado dentre magnetron sputtering plasma reativo RF-DC, deposição assistida com feixe de íons, deposição com arco catódico e deposição por laser pulsado.
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