Уменьшение трения и износа скважинных труб при использовании графена
Группа изобретений относится к способу и системе для уменьшения трения бурового оборудования, размещаемого в буровой скважине. Указанный способ включает: обеспечение наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью; нанесение первого слоя смазочного материала по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента; размещение наружного трубчатого элемента по меньшей мере в части буровой скважины; обеспечение бурового снаряда, содержащего внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента; нанесение второго слоя смазочного материала по меньшей мере на часть наружной поверхности внутреннего элемента; вставку внутреннего элемента в ствол наружного трубчатого элемента; обеспечение протекания бурового раствора через ствол бурового снаряда; поворот внутреннего элемента по отношению к наружному элементу; измерение показателя механического износа и/или трения между наружным элементом и внутренним элементом; определение того, превышает ли измеренный показатель заранее заданный пороговый уровень; и запуск последующей операции в ответ на определение того, что измеренный показатель превышает заранее заданный пороговый уровень. Последующая операция вызывает повышение концентрации графена, содержащегося в виде взвеси в буровом растворе. Технический результат заключается в уменьшении трения и износа бурового оборудования. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Данный документ в целом описывает методики уменьшения трения и износа для оборудования, размещаемого в буровой скважине, в частности методики уменьшения трения и износа при использовании графена в качестве смазочного материала.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] При бурении скважин для извлечения из земли жидких нефтепродуктов обычно используется множество различных способов работы и видов оборудования. Согласно одному общеизвестному способу, шарошечное коническое долото или буровое долото с зафиксированными резцами вращается в соприкосновении с подземной формацией для бурения скважины. Буровое долото вращается в буровой скважине путем передачи ему вращательного движения бурильной колонны, присоединенной к буровому долоту, и/или с помощью вращательного усилия, прикладываемого к буровому долоту от подземного двигателя буровой установки, получающего энергию от потока бурового раствора, подаваемого вниз по бурильной колонне и через скважинный двигатель.
[0003] Часто в процессе бурения скважины вводят в открытую часть буровой скважины колонну связанных обсадных труб и цементируют ее в месте крепления путем кругового заполнения цементным раствором затрубного пространства между наружной поверхностью колонны обсадных труб и стенкой буровой скважины. Это осуществляется способами, известными из уровня техники, и в целях бурения, известных из уровня техники. При этом осуществляется бурение скважины на увеличенную глубину. При бурении на увеличенную глубину вращающаяся бурильная колонна, содержащая на нижнем конце буровое долото, проходит внутри колонны обсадных труб. Бурильная колонна содержит стыковочные звенья бурильных труб, скрепляемые между собой на соединительных замках (например, с помощью резьбовых соединителей), и приводится во вращательное движение от буровой установки на поверхности. В процессе вращения бурильной колонны может возникать трение бурильной трубы, точнее, части трубы увеличенного наружного диаметра, содержащей соединительные замки, о внутреннюю стенку обсадной колонны.
[0004] Вращающиеся бурильные колонны, как и все подвижные механизмы, работают с трением, которое может приводить к механическому износу обсадной колонны или бурильной колонны либо той и другой. Трение и механический износ могут привести к неэффективности буровых работ вследствие роста потребности в мощности на преодоление сопротивления трения или по причине необходимости технического обслуживания и ремонта изнашиваемых узлов и деталей.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0005] На фиг. 1 схематически изображен пример буровой установки для бурения скважины.
[0006] На фиг. 2 показана блок-схема примера процесса, реализующего методику уменьшения трения и износа для скважинных инструментов, размещенных в буровой скважине.
[0007] На фиг. 3 показана блок-схема последующего действия по уменьшению трения и износа для скважинных инструментов, размещенных в стволе скважины.
[0008] На фиг. 4 показана блок-схема примера процесса для нанесения смазочного материала для скважинных инструментов.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0009] На фиг. 1 схематически изображен пример буровой установки 10 для бурения скважины 12. Буровая установка 10 содержит бурильную колонну 14, удерживаемую краном-дерриком 16, расположенным непосредственно на поверхности 18 земли. Буровая скважина 12 по меньшей мере частично укреплена колонной 34 обсадных труб. Бурильная колонна 14 проходит от крана-деррика 16 вовнутрь буровой скважины 12 через ствол в колонне 34 обсадных труб. На нижнем концевом участке бурильной колонны 14 выполнена по меньшей мере одна утяжеленная бурильная труба 20 и в некоторых вариантах реализации выполнены подземный двигатель 22, получающий энергию от бурового раствора, и буровое долото 24. Буровое долото 24 может представлять собой шарошечное коническое долото, долото с зафиксированными резцами или долото любого другого типа, подходящего для бурения скважины. Система 26 подачи бурового раствора осуществляет циркулярную подачу бурового раствора (часто именуемого "буровым шламом") вниз по стволу бурильной колонны 14 для выпуска через буровое долото 24 или вблизи него для облегчения операций бурения. Далее буровой раствор течет обратно к поверхности 18 через затрубное пространство 28, образованное между буровой скважиной 12 и бурильной колонной 14. Буровая скважина 12 может быть пробурена путем вращения бурильной колонны 14 и соответственно бурового долота 24 с помощью ротора буровой установки или верхнего силового привода и/или путем вращения бурового долота с помощью подземного двигателя 22, получающего вращательную энергию от циркулирующего бурового раствора.
[0010] Чтобы снизить величину трения между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34, наносят слой 60 смазочного материала на наружную поверхность 19 бурильной колонны 14 и слой 62 смазочного материала на внутреннюю поверхность 21 обсадной колонны 34. В некоторых вариантах осуществления слоями 60, 62 смазочного материала могут являться слои графена.
[0011] В некоторых вариантах осуществления возможно нанесение графена на внутреннюю поверхность 21 обсадной колонны 34 и на наружную поверхность 19 бурильной колонны 14 для образования слоев 60, 62 смазочного материала. Например, графен в виде порошка может быть нанесен на бурильную колонну 14 и обсадную колонну 34 методом обсыпания, воздушного распыления, спекания или другим методом. В другом примере обсадная колонна 34 и бурильная колонна 14 могут контактировать между собой (например, тереться друг о друга) через твердый графит, который при трении расслаивается на графен, образующий слои 60, 62 смазочного материала. В некоторых вариантах осуществления возможно добавление графена в виде взвеси в жидкость (например, этанол) для получения суспензии графена, которую можно распылять на внутреннюю поверхность обсадной колонны 34 и на наружную поверхность 19 бурильной колонны 14 для образования слоев 60, 62 смазочного материала. Для распыления взвеси графена можно использовать, например, имеющиеся на рынке воздушные и безвоздушные распылители.
[0012] В некоторых вариантах осуществления имеющийся на рынке графен с обработкой раствором (SPG), содержащий монослойные хлопья графена, растворенные в этаноле в весовой концентрации 1 мг графена на литр, может быть использован на внутренних стенках обсадной колонны 34, на потайных или разделительных колоннах и/или на наружной поверхности 19 бурильной колонны 14 в начале процесса бурения. SPG можно разбрызгивать или распылять на соответствующих стальных поверхностях с помощью подходящих систем разбрызгивания или распыления, имеющихся на рынке.
[0013] В некоторых вариантах осуществления графен может обеспечить улучшенные трибологические характеристики, и нанесение графена на контактирующие между собой поверхности внутри скважины может уменьшить трение и износ. В некоторых вариантах осуществления контакт между обсадной колонной 34 и бурильной колонной 14 внутри скважины может привести к изнашиванию слоев 60, 62 смазочного материала, после чего может быть обеспечено пополнение смазочного покрытия, например, графенового. Слои 60, 62 смазочного материала можно повторно наносить путем разбрызгивания обработанного раствором графена на бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы, компоновку низа бурильной колонны или на другие скважинные инструменты после того, как они извлечены из буровой скважины 12, для получения свежего покрытия. В некоторых вариантах осуществления можно добавлять обработанный раствором графен на постоянной основе к циркулирующему буровому раствору, что способствует пополнению изношенных графеновых покрытий внутри скважины.
[0014] В некоторых вариантах осуществления нанесение защитного графенового слоя может снизить коэффициент трения во время вращательных операций, а также уменьшить трение скольжения при извлечении из скважины или при турбинном бурении. В некоторых вариантах осуществления нанесение защитных графеновых слоев может также уменьшить износ на внутренней поверхности 21 обсадной колонны 34, уменьшить износ на бурильной колонне 14, а также механический износ инструментов компоновки низа бурильной колонны во время буровых работ. В некоторых вариантах осуществления нанесение графена может повысить степень целостности ствола скважины и увеличить срок службы скважинных инструментов/трубчатых элементов - например, приборов для измерений во время бурения, приборов для каротажа во время бурения, лопастей стабилизаторов, соединительных элементов, буровых коронок, зубцов, роторных управляемых систем, бурильных труб, тяжеловесных бурильных труб, утяжеленных бурильных труб.
[0015] Устройство 70 контроля измеряет показатель механического износа между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34. В некоторых вариантах осуществления устройство 70 контроля может измерять концентрации одного или большего количества предварительно заданных материалов, находящихся в виде взвеси в буровом растворе и соответствующих по меньшей мере одной из двух колонн - бурильной колонне 14 и обсадной колонне 34. Например, бурильная колонна 14 и обсадная колонна 34 могут быть изготовлены из известных материалов (таких как сталь, железо, алюминий, керамика), и устройство 70 контроля может быть настроено на обнаружение и измерение количества известных материалов, попавших в результате износа скважинных компонентов в буровой раствор в виде взвеси и протекающих вместе с ним из скважины на поверхность. Концентрации таких известных материалов могут быть измерены для расчета величины износа, возникшей между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34.
[0016] В некоторых вариантах осуществления устройство 70 контроля может измерять величину крутящего момента, возникшего между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34. Например, величина крутящего момента, возникшего между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34, может быть использована для расчета количественного показателя износа, возникшего вдоль бурильной колонны 14 и обсадной колонны 34, и/или расчета действующего между ними скважинного трения.
[0017] В некоторых вариантах осуществления устройство 70 контроля может обеспечить индикацию одного или большего количества физических размеров бурильной колонны 14 и/или обсадной колонны 34. Например, бурильная колонна 14 может быть введена в эксплуатацию с начальным наружным диаметром, который постепенно суживается по мере того, как наружные поверхности бурильной колонны 14 разъедаются эрозией от трения и механического износа. В другом примере обсадная колонна 34 может быть введена в эксплуатацию с начальным наружным диаметром, который постепенно расширяется по мере того, как внутренняя поверхность обсадной колонны 34 разъедается эрозией от трения и механического износа. Устройство 70 контроля может быть настроено на измерение этих и/или других физических размеров бурильной колонны 14 и/или обсадной колонны 34, чтобы определить величину износа, возникшего между бурильной колонной 14 и/или обсадной колонной 34.
[0018] В некоторых примерах буровых работ возможна эксплуатация обсадной колонны 34, потайных колонн или разделительных колонн в буровой скважине 12 согласно программе буровых работ. Бурильная колонна 14 может быть спущена в скважину 12 для бурения скважины. Износ скважинного оборудования в части обсадных труб можно контролировать с помощью устройства 70 контроля путем выполнения каротажа (например, каротажа с помощью ультразвукового имиджера (imager), каротажа с помощью каверномера) для измерения внутреннего диаметра обсадной колонны 14. На основе результатов каротажа можно рассчитать объем изнашивания обсадной колонны в процентах. В некоторых примерах, где выраженный в процентах объем изнашивания обсадной колонны превышает допустимую величину (например, 20%), могут быть предприняты шаги для уменьшения этого износа. Такие шаги могут включать в себя добавление имеющегося на рынке SPG (обработанного раствором графена) в циркулирующий буровой раствор с тем, чтобы он мог пополнить слои 60, 62. Однако в случаях, допускаемых программой буровых работ, можно извлекать бурильную колонну 14 наружу и заново наносить SPG на наружную поверхность 19 для дополнительного уменьшения износа.
[0019] В некоторых вариантах осуществления износ обсадной колонны можно контролировать или оценивать путем обследования бурового раствора на наличие стальных осколков - визуальным способом или с помощью других подходящих средств обследования. Например, собранные стальные осколки можно использовать для определения объема изнашивания обсадной колонны, и при превышении им допуска предпринять шаги по уменьшению износа. В таких примерах, если нанесение SPG не вызывает сколь-либо заметного уменьшения износа скважинной обсадной колонны, может быть увеличена концентрация графена в SPG-растворе.
[0020] На фиг. 2 показана блок-схема примера процесса 200, реализующего методику уменьшения трения и износа для скважинных инструментов, размещенных в буровой скважине, такие как описаны со ссылкой на фиг. 1. Независимо от последовательности действий, указанной здесь для удобства, по меньшей мере некоторые из указанных действий могут быть выполнены в другой очередности и/или одновременно. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления могут быть выполнены лишь некоторые из указанных здесь действий. В некоторых вариантах осуществления указанные на фиг. 2 операции, а также другие описанные здесь операции могут быть выполнены в виде инструкций, хранящихся в компьютерочитаемом носителе данных и выполнимых устройством обработки данных.
[0021] Начальным шагом (205) процесса 200 является обеспечение наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью. Например, обсадная колонна 34, показанная на фиг. 1, имеет внутреннюю поверхность 21 вдоль ствола. Первый слой смазочного материала наносят по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента (шаг 210). Например, слой графена может быть нанесен (например, распылен, разбрызган, втерт) в виде слоя 62 на внутреннюю поверхность 21. Далее наружный трубчатый элемент размещают по меньшей мере в части скважины (шаг 215). Например, обсадную колонну 34 можно разместить в буровой скважине 12.
[0022] Процесс 200 продолжают путем обеспечения бурового снаряда, содержащего внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента (шаг 220). Например, может быть обеспечена бурильная колонна 14, имеющая наружную поверхность 19. Второй слой смазочного материала наносят по меньшей мере на часть наружной поверхности внутреннего элемента (шаг 225), и внутренний элемент вставляют в ствол наружного трубчатого элемента (шаг 230). Например, слой графена может быть нанесен (например, распылен, разбрызган, втерт) в виде слоя 60 на наружную поверхность 19 и далее бурильная колонна 19 может быть вставлена в ствол обсадной колонны 34.
[0023] Буровой раствор подают через ствол бурового снаряда (шаг 235). Например, буровой раствор может циркулировать по стволу бурильной колонны и возвращаться на поверхность через затрубное пространство между бурильной колонной и обсадной колонной во время обычной операции бурения на шаге 235.
[0024] Измеряют показатель механического износа и/или трения между наружным и внутренним элементами (шаг 245). Например, устройство 70 контроля можно использовать для измерения показателя механического износа между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34. Если для измеренного показателя определяют (шаг 250), что он не превышает предварительно заданное пороговое значение, то последующее действие в ответ на такое определение не запускается (шаг 255). Если для измеренного показателя определяют (шаг 250), что он превышает предварительно заданное пороговое значение, то запускается последующая операция (шаг 260) в ответ на определение того, что измеренный показатель превысил предварительно заданное пороговое значение.
[0025] В некоторых вариантах осуществления измеренным показателем может являться концентрация одного или большего количества предварительно заданных материалов, добавленных в виде взвеси к буровому раствору и соответствующих наружному элементу и/или внутреннему элементу. Например, по мере изнашивания бурильной колонны 14 и обсадной колонны 34 часть материала, использованного для сооружения бурильной колонны 14 и обсадной колонны 34, может истираться и попадать в буровой раствор. В некоторых примерах продукт изнашивания может попасть в буровой раствор в виде взвеси. В некоторых примерах продукт изнашивания может смешиваться с буровым раствором. В некоторых примерах продукт изнашивания может вступать в химические реакции с одним или большим количеством компаундов или элементов бурового раствора. По мере того как буровой раствор циркулирует по замкнутому контуру обратно на поверхность, вместе с ним на поверхность доставляется продукт изнашивания или доказательство его наличия. В некоторых вариантах осуществления устройство 70 контроля может быть настроено на обнаружение продукта изнашивания или доказательства его наличия с использованием магнитометра, спектрометра, путем тестирования с помощью реагентов или на основе любой методики, подходящей для обнаружения материалов, переносимых буровым раствором. В некоторых вариантах осуществления при обнаружении в буровом растворе заранее заданного количества материала возможен запуск последующего действия. Например, возможно добавление в буровой раствор графена либо повторное нанесение графена на бурильную колонну 14 после извлечения ее из скважины.
[0026] В некоторых вариантах измеряемым показателем может являться величина крутящего момента, возникшего между внутренним элементом и наружным элементом. Например, устройство 70 контроля может измерять величину крутящего момента, возникшего между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34. Измеренный крутящий момент может быть использован для определения величины трения между бурильной колонной 14 и обсадной колонной 34 и/или может быть использован в качестве показателя степени износа для бурильной колонны 14 и обсадной колонны 34. В некоторых вариантах осуществления при получении в результате измерения заранее заданной величины крутящего момента возможен запуск последующего действия. Например, возможно добавление в буровой раствор графена либо повторное нанесение графена на бурильную колонну 14 после извлечения ее из скважины.
[0027] В некоторых вариантах осуществления измеренным показателем может являться один или большее количество физических размеров наружного элемента и/или внутреннего элемента. Например, устройство 70 контроля или оператор может использовать калибр, шаблон или другое подходящее приспособление для измерения физических размеров внутренней поверхности 21 обсадной колонны 34 и/или наружной поверхности 19 бурильной колонны 14. По мере изнашивания бурильной колоны 14 и обсадной колонны 34 в процессе эксплуатации возможно в целом увеличение габаритов внутренней поверхности 21 (например, диаметр ствола внутри обсадной колонны 34 может постепенно увеличиваться) и/или уменьшение габаритов наружной поверхности 19 (например, вследствие эрозии бурильной колонны 14). В некоторых вариантах осуществления при обнаружении заранее заданной величины износа возможен запуск последующего действия. Например, возможно добавление в буровой раствор графена либо повторное нанесение графена на бурильную колонну 14 после извлечения ее из скважины.
[0028] В некоторых вариантах осуществления возможен мониторинг параметров бурения (например, крутящего момента, нагрузки на крюк, нагрузки на долото) для оценки внутрискважинного трения, воздействующего на бурильную колонну. Если, к примеру, на бурильную колонну воздействует крутящее усилие, на 20% превышающее усилие, являющееся нормальным для буровых работ, то требуется принятие мер по уменьшению внутрискважинного трения. Шагами по уменьшению трения, уже указанными выше, могут являться добавление SPG в циркулирующий буровой раствор либо, если это применимо в рамках программы бурения, извлечение бурильной колонны на поверхность и повторное нанесение SPG на наружные поверхности. В другом примере - если буровая установка работает на пределе своей несущей способности по крутящему моменту, то допускается извлечение бурильной колонны на поверхность и повторное нанесение SPG на ее наружные стенки.
[0029] Еще одним примером способа мониторинга внутрискважинного трения может являться расчет коэффициента трения с помощью соответствующих моделей. Например, превышающий 0,5 коэффициент трения в обсаженной части скважины предположительно указывает на необходимость извлечения бурильной колонны для нового нанесения SPG. В случае еще более высоких значений коэффициента трения (например, 0,8 или 0,9) можно использовать относительно более высокие концентрации графена в SPG-растворе. Если выбранные концентрации графена, используемого в SPG, не помогают уменьшить внутрискважинное трение, можно еще более увеличить концентрацию графена в SPG.
[0030] В различных вариантах осуществления можно контролировать изнашивание бурильной колонны 14 (включая корпус бурильной трубы), замков для бурильных труб и любых других элементов компоновки низа бурильной колонны путем визуального обследования или на основе любой другой подходящей методики обследования с целью анализа износа при извлечении колонны 14 на поверхность во время буровых работ. В некоторых вариантах осуществления одной из методик, используемых для определения износа в бурильной колонне 14, может являться измерение толщины стенки бурильной трубы или любого элемента в компоновке низа бурильной колонны. Например, уменьшение толщины стенки на 5 и более процентов может указывать на необходимость нового нанесения SPG на наружную поверхность 19. Для нового нанесения SPG-раствора с целью пополнения слов графена, израсходованных на уменьшение трения, можно дополнительно выбирать участки на бурильной колонне, которые вследствие внутрискважинного трения приобрели блеск и содержат другие признаки износа.
[0031] На фиг. 3 показана блок-схема последующей операции 300 по уменьшению трения и износа для скважинных инструментов, размещенных в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления последующей операцией 300 может являться последующая операция, запущенная на шаге 260 (см. фиг. 2).
[0032] Операцию 300 запускают после извлечения внутреннего элемента из ствола (шаг 305). Например, бурильная колонна 14 может быть извлечена из обсадной колонны 34 (см. фиг. 1). После этого слой смазочного материала наносят на наружную поверхность (шаг 310) и повторно вставляют внутренний элемент в ствол. Например, слой графена может быть повторно нанесен (например, распылен, разбрызган, втерт) на наружную поверхность 19, и далее бурильная колонна 14 может быть заново вставлена в обсадную колонну 34.
[0033] В некоторых вариантах осуществления последующей операцией, запускаемой на шаге 360 (см. фиг. 2), может являться увеличение концентрации графена, содержащегося в виде взвеси в буровом растворе. Например, когда устройство 70 контроля обнаруживает превышение показателями трения или износа заранее заданного порогового значения, устройство 70 контроля может посылать дополнительному оборудованию или операторам сигнал в качестве индикатора того, что требуется добавление одного или большего количества смазочных материалов (например, графена) в накачиваемый вовнутрь скважины буровой раствор для нанесения смазочного материала на внутреннюю поверхность 21 и/или наружную поверхность 19.
[0034] На фиг. 4 показана блок-схема примера процесса 400 для нанесения смазочного материала на скважинные инструменты, такие как показаны на фиг. 1. Монослойные хлопья графена, рассеянные в этаноле, можно наносить на стальные поверхности путем разбрызгивания или распыления SPG на соответствующие стальные поверхности с помощью подходящих систем разбрызгивания или распыления, имеющихся на рынке. В результате нанесения на стальные поверхности этого раствора графена в этаноле и последующего испарения жидкой фракции этанола остается несколько слоев графена на стальных поверхностях. В некоторых вариантах осуществления повторное нанесение SPG методом распыления может быть осуществлено по результатам измерений на месте эксплуатации и/или расчета параметров внутрискважинного трения и износа, как указано в приводимом далее описании процесса 400.
[0035] Процесс 400 запускают с шага 401 во время бурения соответствующей нефтяной или газовой скважины на буровой площадке. Слои смазочного материала в виде графена могут быть нанесены на трубчатые элементы, используемые в процессе бурения - например, на обсадную колонну, потайную колонну, разделительную колонну и на бурильную колону, включая компоновку низа бурильной колонны (BHA). На шаге 402 обсадная колонна, потайная колонна и разделительная колонна могут быть использованы в любой соответствующей операции бурения и могут контактировать с бурильной колонной на своих внутренних стенках. На шаге 404 осуществляется распыление SPG на внутренней и на наружной стенках обсадной колонны, потайной колонны и разделительной колонны, используемых в процессе бурения скважины. Внутренние стенки могут во время бурения контактировать с наружной частью бурильной колонны, и в связи с этим графен может быть использован для уменьшения трения и износа. Наружные стенки могут контактировать с внутренними стенками обсадной колонны, потайной колонны и разделительной колонны, ранее спущенных в скважину, при спуске в скважину нового комплекта труб для установки. В таких ситуациях, приведенных в качестве примера, графен может способствовать уменьшению износа и трения между наружной частью спускаемой обсадной колонны и внутренней частью ранее установленной обсадной колонны.
[0036] Обсадную колонну, потайную колонну и разделительную колонну спускают в скважину после нанесения SPG-раствора на внутренние и наружные стенки на шаге 405. На шаге 408 износ обсадной колонны, потайной колонны или разделительной колонны измеряют или рассчитывают с помощью калибров или по другой методике согласно практике, принятой в отрасли.
[0037] На шаге 411 измеренные и рассчитанные значения трения и износа внутри скважины сравнивают с заранее заданными для операции предельно допустимыми значениями. Если заранее заданные предельно допустимые значения не превышены, то операция бурения продолжается с шага 414, например, пока не достигается требуемая глубина. Если же на шаге 411 достигнуто заранее заданное предельно допустимое значение, то можно добавлять SPG к циркулирующему буровому раствору для пополнения слоев графена, изношенных вследствие внутрискважинного контакта. После добавления SPG бурение может быть продолжено с шага 414, пока не будет достигнута целевая глубина. Для оценки эффективности добавления SPG может быть выполнен дополнительный мониторинг трения и износа. В некоторых вариантах осуществления: если на шаге 411 достигается заранее заданное предельно допустимое значение, то можно на шаге 413 извлечь на поверхность бурильную колонну с целью пополнения слоев графена, изношенных вследствие контактов внутри скважины. После извлечения на поверхность можно заново распылять SPG на наружные стенки бурильной колонны для пополнения слоев графена, нанесенных на шаге 406. После этого можно спустить бурильную колонну в скважину для продолжения буровых работ с шага 407. В некоторых вариантах осуществления операции шагов 412 и 413 можно выполнять по отдельности одну за другой или совместно с целью уменьшения трения и износа.
[0038] Если извлечение из скважины требуется как часть операции на шаге 415 (например, с целью замены долота или компоновки низа бурильной колонны либо в связи с другой эксплуатационной необходимостью), то можно измерять или рассчитывать износ бурильной колонны на шаге 416. Если на шаге 415 извлечение бурильной колонны не требуется, то дополнительный мониторинг параметров бурения и износа осуществляют в процессе продолжения бурения вплоть до целевой глубины.
[0039] Обратимся теперь к шагу 403, на котором бурильная колонна, включая компоновку низа бурильной колонны, используется в любой подходящей операции бурения с проходкой до целевой глубины. Во время буровых работ наружная стенка бурильной колонны может контактировать с внутренней стенкой обсадной колонны, потайной колонны или разделительной колонны. Чтобы уменьшить трение и износ вследствие такого контакта, на шаге 406 распыляют SPG на наружную стенку бурильной колонны, включая компоновку низа бурильной колонны, перед спуском колонны в скважину на шаге 407.
[0040] По мере продвижения к целевой глубине в процессе буровых работ контролируют параметры бурения на шаге 409 с целью определить, возможно ли повышение эффективности буровых работ и/или снижение трения и износа внутри скважины путем принятия дополнительных мер по нанесению смазки на поверхности бурильной колонны. На шаге 410 оценивают внутрискважинное трение, действие которого проявилось в разделительной колонне и на обсаженном участке скважины (например, вследствие контакта с наружной стенкой бурильной колонны) по методикам, известным в отрасли.
[0041] На шаге 411 измеренные и рассчитанные значения трения и износа внутри скважины сравнивают с заранее заданными для операции предельно допустимыми значениями. Если заранее заданные предельно допустимые значения не превышены, то процесс бурения продолжается на шаге 414. Если на шаге 411 достигнуты заранее заданные предельно допустимые значения, то бурильную колонну извлекают на поверхность на шаге 413 с целью пополнения слоев графена, изношенных вследствие контактов внутри скважины. После извлечения на поверхность заново распыляют SPG на наружные стенки бурильной колонны для пополнения слоев графена на шаге 406. Далее бурильную колонну спускают в скважину для продолжения буровых работ на шаге 407. В некоторых случаях осуществления: если на шаге 411 достигнуты заранее заданные предельно допустимые значения, то можно добавлять SPG в циркулирующий буровой раствор с целью пополнения слоев графена, изношенных вследствие контактов внутри скважины. После добавления SPG бурение может быть продолжено с шага 414, пока не будет достигнута целевая глубина. В некоторых вариантах осуществления операции шагов 412 и 413 можно выполнять по отдельности одну за другой или совместно с целью уменьшения трения и износа.
[0042] Если на шаге 415 определяют, что извлечение бурильной колонны не требуется, то заново контролируют параметры бурения на шаге 409. Если на шаге 415 определяют, что извлечение бурильной колонны не требуется, то на шаге 416 измеряют или рассчитывают износ на бурильной колонне. Если по результатам измерения на шаге 417 определяют, что величина износа превышает заранее заданное предельно допустимое значение, то распыляют SPG на наружные стенки бурильной колоны на шаге 406 для пополнения изношенных слов графена. Если измеренная величина износа находится в пределах заранее заданных допусков, то бурильную колонну спускают обратно в скважину на шаге 407 для продолжения операции бурения, например, для проходки на целевую глубину.
[0043] Несмотря на то что выше подробно описано несколько вариантов реализации, возможны другие модификации. Например, в изображенных на чертежах блок-схемах для получения требуемых результатов не требуется соблюдение конкретной показанной очередности выполнения или последовательного выполнения. Кроме того, возможно добавление в описанные потоки других шагов или исключение из них шагов, как и добавление других компонентов в описанные системы или исключение из них компонентов. Соответственно, другие варианты реализации входят в объем патентной охраны, определяемый прилагаемой формулой изобретения.
1. Способ уменьшения трения бурового оборудования, размещаемого в буровой скважине, включающий: обеспечение наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью; нанесение первого слоя смазочного материала по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента; размещение наружного трубчатого элемента по меньшей мере в части буровой скважины; обеспечение бурового снаряда, содержащего внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента; нанесение второго слоя смазочного материала по меньшей мере на часть наружной поверхности внутреннего элемента; вставку внутреннего элемента в ствол наружного трубчатого элемента; обеспечение протекания бурового раствора через ствол бурового снаряда; поворот внутреннего элемента по отношению к наружному элементу; измерение показателя механического износа и/или трения между наружным элементом и внутренним элементом; определение того, превышает ли измеренный показатель заранее заданный пороговый уровень; и запуск последующей операции в ответ на определение того, что измеренный показатель превышает заранее заданный пороговый уровень, причем последующая операция вызывает повышение концентрации графена, содержащегося в виде взвеси в буровом растворе.
2. Способ по п. 1, в котором первый слой и/или второй слой смазочного материала содержит графен.
3. Способ по п. 1, в котором наружным трубчатым элементом является обсадная колонна, потайная колонна или разделительная колонна и внутренним элементом является бурильная колонна или бурильный инструмент.
4. Способ по п. 1, в котором показателем является концентрация одного или большего количества предварительно определяемых материалов, содержащихся в виде взвеси в буровом растворе и соответствующих наружному элементу и/или внутреннему элементу.
5. Способ по п. 1, в котором показатель обозначает величину крутящего момента, возникшего между внутренним элементом и наружным элементом.
6. Способ по п. 1, в котором показатель обозначает один или большее количество физических размеров наружного элемента и/или внутреннего элемента.
7. Способ по п. 1, в котором последующая операция вызывает уменьшение измеренного показателя до значения ниже предварительно заданного порогового уровня.
8. Способ по п. 7, в котором последующая операция включает в себя: извлечение внутреннего элемента из ствола; нанесение третьего слоя смазочного материала на наружную поверхность и повторную вставку внутреннего элемента в ствол.
9. Способ по п. 1, в котором нанесение первого слоя смазочного материала на внутреннюю поверхность и/или нанесение второго слоя смазочного материала на наружную поверхность включает в себя: добавление графена в виде взвеси в жидкую среду для получения суспензии графена и нанесение указанной суспензии на внутреннюю поверхность и/или на наружную поверхность.
10. Способ по п. 1, в котором нанесение первого слоя смазочного материала на внутреннюю поверхность и/или нанесение второго слоя смазочного материала на наружную поверхность включает в себя: нанесение графена на внутреннюю поверхность и/или на наружную поверхность.
11. Система для уменьшения трения бурильной колонны, размещаемой в буровой скважине, которая содержит по меньшей мере часть наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью и первый слой смазочного материала, нанесенный по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента, содержащая: буровой снаряд, включающий в себя: внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и второй слой смазочного материала на наружной поверхности, причем указанный внутренний элемент имеет центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента, и выполнен с возможностью вставки в ствол наружного элемента; устройство контроля механического износа, выполненное с возможностью выполнения операций, включающих: измерение показателя механического износа и/или трения между наружным элементом и внутренним элементом; определение того, что измеренный показатель превышает предварительно заданный пороговый уровень; и запуск последующей операции в ответ на определение того, что измеренный показатель превышает предварительно заданный пороговый уровень, причем последующая операция вызывает повышение концентрации графена, содержащегося в виде взвеси в буровом растворе.
12. Система по п. 11, в которой первый слой и/или второй слой смазочного материала содержит графен.
13. Система по п. 11, в которой наружным трубчатым элементом является обсадная колонна, потайная колонна или разделительная колонна и внутренним элементом является бурильная колонна или бурильный инструмент.
14. Система по п. 11, в которой устройство контроля механического износа содержит датчик, имеющий выходной сигнал, изменяющийся в ответ на обнаруженную концентрацию одного или большего количества предварительно заданных материалов, содержащихся в виде взвеси в буровом растворе и соответствующих наружному элементу и/или внутреннему элементу, причем указанный показатель основывается на выходном сигнале.
15. Система по п. 11, в которой устройство контроля механического износа содержит датчик, имеющий выходной сигнал, изменяющийся в ответ на обнаруженную величину крутящего момента, возникшего между внутренним элементом и наружным элементом, причем указанный показатель основывается на выходном сигнале.
16. Система по п. 11, в которой устройство контроля механического износа содержит датчик, имеющий выходной сигнал, изменяющийся в ответ на обнаружение одного или большего количества физических размеров наружного элемента и/или внутреннего элемента, причем указанный показатель основывается на выходном сигнале.
17. Система по п. 11, в которой последующая операция вызывает уменьшение измеренного показателя до значения ниже предварительно заданного порогового уровня.
18. Система по п. 17, в которой последующая операция включает в себя: извлечение внутреннего элемента из ствола; нанесение третьего слоя смазочного материала на наружную поверхность и повторную вставку внутреннего элемента в ствол.
19. Система по п. 11, в которой нанесение первого слоя смазочного материала на внутреннюю поверхность и нанесение второго слоя смазочного материала на наружную поверхность включает в себя: добавление графена в виде взвеси в жидкую среду для получения суспензии графена и нанесение суспензии на внутреннюю поверхность и/или на наружную поверхность.
20. Система по п. 11, в которой нанесение первого слоя смазочного материала на внутреннюю поверхность и/или нанесение второго слоя смазочного материала на наружную поверхность включает в себя нанесение графена на внутреннюю поверхность и/или на наружную поверхность.
