BRPI0903269B1

BRPI0903269B1 - SEAL ASSEMBLY FOR WELL HEAD ASSEMBLY AND METHOD OF MANUFACTURING A SEAL

Info

Publication number: BRPI0903269B1
Application number: BRPI0903269-0A
Authority: BR
Inventors: Salvador Maldonado
Original assignee: Vetco Gray, Inc.
Priority date: 2008-09-03
Filing date: 2009-09-02
Publication date: 2020-10-06
Also published as: SG159487A1; US20100052261A1; GB0914821D0; SG179428A1; BRPI0903269A2; GB2463144B; GB2463144A

Abstract

montagem de vedação e método de fabricação de uma vedação uma montagem de vedação metálica para vedar componentes em ambientes altamente corrosivos, tal como um ambiente de poço sulfuroso. a montagem de vedação é compreendido de um componente estrutural de base metálica com uma camada metálica mais suave aplicada em sua superfície. o propósito dessa camada metálica suave é para localmente deformar e, desse modo, formar uma vedação contra uma superfície de um componente oposto. a estrutura de base metálica da vedação pode ser compreendida de uma liga resistente à corrosão. em adição, a camada metálica suave pode ser compreendida de uma liga resistente à corrosão, tal como um metal refratário do tipo tântalo.seal assembly and method of manufacturing a seal a metal seal assembly to seal components in highly corrosive environments, such as a sulfur well environment. The sealing assembly is comprised of a metal-based structural component with a softer metallic layer applied to its surface. the purpose of this smooth metallic layer is to locally deform and thereby form a seal against a surface of an opposite component. the metal base structure of the seal can be comprised of a corrosion resistant alloy. in addition, the smooth metallic layer can be comprised of a corrosion resistant alloy, such as a tantalum-type refractory metal.

Description

FIELD OF THE INVENTION

[0001] A presente invenção refere-se, em geral, a montagens de vedação metálica para uso em componentes de vedação de poços de petróleo e gás. Em particular, a invenção refere-se a uma montagem de vedação para uso em um ambiente de poço altamente corrosivo, tal como um poço tendo altos níveis de sulfeto de hidrogênio, dióxido de carbono, água e cloretos.[0001] The present invention relates, in general, to metal seal assemblies for use in oil and gas well seal components. In particular, the invention relates to a seal assembly for use in a highly corrosive well environment, such as a well having high levels of hydrogen sulfide, carbon dioxide, water and chlorides.

BACKGROUND OF THE INVENTION

[0002] Poços de petróleo e gás podem conter muitas substâncias que se combinam para criar um ambiente altamente corrosivo para o equipamento de campo de petróleo. Uma vedação que é usada em ambientes altamente corrosivos que não seja capaz de resistir aos efeitos corrosivos do ambiente começará a se corroer. Eventualmente, a integridade da vedação será perdida e a montagem de vedação irá falhar.[0002] Oil and gas wells can contain many substances that combine to create a highly corrosive environment for oil field equipment. A seal that is used in highly corrosive environments that is not able to withstand the corrosive effects of the environment will begin to corrode. Eventually, the integrity of the seal will be lost and the seal assembly will fail.

[0003] Poços são geralmente categorizados como sendo tanto “doce” quanto “ácido”. Um poço é categorizado como um poço doce se ele é somente moderadamente corrosivo. De modo oposto, um poço é categorizado como um poço ácido se ele é muito corrosivo. A presença de diversos compostos diferentes pode tornar um poço em um poço ácido, tal como o sulfeto de hidrogênio, o dióxido de carbono, cloretos e enxofre livre.[0003] Wells are generally categorized as both "sweet" and "acidic". A well is categorized as a sweet well if it is only moderately corrosive. Conversely, a well is categorized as an acidic well if it is very corrosive. The presence of several different compounds can make a well an acidic well, such as hydrogen sulfide, carbon dioxide, chlorides and free sulfur.

[0004] Em particular, um equipamento exposto a fluidos de orifício de poços corrosivos deve ser capaz de resistir ao craqueamento corrosivo sob tensão (SCC). O craqueamento corrosivo sob tensão (SCC) é uma falha repentina inesperada dos metais normalmente dúcteis ou termoplásticos rígidos sujeitos a uma força de tensão constante em um ambiente corrosivo, especialmente em temperaturas elevadas (no caso dos metais). Esse tipo de corrosão frequentemente se desenvolve rapidamente. O ambiente corrosivo é de importância crucial, e somente concentrações muito pequenas de certos químicos altamente ativos são necessárias para produzir craqueamento catastrófico, frequentemente levando a falhas destrutivas.[0004] In particular, equipment exposed to corrosive well orifice fluids must be able to withstand corrosive cracking under stress (SCC). Corrosive stress cracking (SCC) is an unexpected sudden failure of normally ductile metals or rigid thermoplastics subjected to constant tensile strength in a corrosive environment, especially at high temperatures (in the case of metals). This type of corrosion often develops quickly. The corrosive environment is of crucial importance, and only very small concentrations of certain highly active chemicals are needed to produce catastrophic cracking, often leading to destructive failure.

[0005] O craqueamento sob tensão de sulfeto (SSC) ou o craqueamento de corrosão sob tensão de sulfeto (SSCC) é uma forma de craqueamento corrosivo por tensão. As ligas susceptíveis, especialmente aço, reagem com o sulfeto de hidrogênio, formando sulfetos metálicos e hidrogênio atômico elementar. O hidrogênio atômico, criado como um subproduto de uma reação catódica na presença de H2S se espalha na matriz metálica. Quantidades pequenas de hidrogênio presentes dentro de certos materiais metálicos fazem o citado por último quebradiço e susceptível de crescimento por craqueamento subcrítico sob tensão. Alguns materiais podem exibir uma diminuição notável em sua capacidade de portar carga e de ganhar uma maneira quebradiça quando tensionados em uma atmosfera contendo hidrogênio. Ambos os processos podem ser chamados de fragilização por hidrogênio.[0005] Sulfide stress cracking (SSC) or sulfide stress corrosion cracking (SSCC) is a form of corrosive stress cracking. Susceptible alloys, especially steel, react with hydrogen sulfide, forming metal sulfides and elemental atomic hydrogen. Atomic hydrogen, created as a by-product of a cathodic reaction in the presence of H2S, spreads in the metallic matrix. Small amounts of hydrogen present within certain metallic materials make the aforementioned last brittle and susceptible to growth by subcritical cracking under tension. Some materials can exhibit a noticeable decrease in their ability to carry a load and gain a brittle way when tensioned in an atmosphere containing hydrogen. Both processes can be called hydrogen embrittlement.

[0006] Poços de petróleo e de gás são perfurados em águas cada vez mais profundas e a demanda por materiais usados em poços aumenta. Adicionalmente por serem capazes de resistir aos elementos corrosivos presentes em um poço, os materiais usados devem ser capazes de resistir aos requerimentos de temperaturas e de pressão maiores para poços perfurados em águas ainda mais profundas. Como resultado, os materiais usados dentro de um poço corrosivo tipicamente são selecionados com base em sua força e resistência à corrosão, bem como sua eficácia quanto aos custos.[0006] Oil and gas wells are drilled in increasingly deep waters and the demand for materials used in wells increases. In addition to being able to withstand the corrosive elements present in a well, the materials used must be able to withstand the higher temperature and pressure requirements for wells drilled in even deeper waters. As a result, materials used within a corrosive well are typically selected based on their strength and resistance to corrosion, as well as their cost effectiveness.

[0007] Como resultado, existe a necessidade de uma montagem de vedação que tem a força e a resistência à corrosão para formar e manter uma vedação em ambiente altamente corrosivo de um poço de petróleo e gás de águas profundas. Em particular, existe a necessidade de uma montagem de vedação que tem força e resistência à corrosão para formar e manter uma vedação em um poço de águas profundas corrosivo, especialmente sob condições de alta pressão e de altas temperaturas.[0007] As a result, there is a need for a seal assembly that has the strength and resistance to corrosion to form and maintain a seal in the highly corrosive environment of a deep water oil and gas well. In particular, there is a need for a seal assembly that has strength and corrosion resistance to form and maintain a seal in a corrosive deep-water well, especially under high pressure and high temperature conditions.

DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0008] Uma técnica é provida para componentes de vedação localizados em ambientes altamente corrosivos, tal como poços ácidos operando em altas temperaturas e pressões. Uma montagem de vedação é usada para formar uma vedação entre os componentes. A montagem de vedação é compreendida de uma estrutura de base metálica com uma camada metálica mais macia sobre uma estrutura de base metálica. O propósito da camada metálica macia é de se deformar e, desse modo, formar uma vedação contra uma superfície de um componente oposto. O material da estrutura de base metálica é escolhido para prover uma integridade estrutural para a vedação. Idealmente, ambos os materiais devem ser selecionados para serem compatíveis com os fluidos corrosivos.[0008] One technique is provided for sealing components located in highly corrosive environments, such as acid wells operating at high temperatures and pressures. A seal assembly is used to form a seal between components. The seal assembly is comprised of a metal-based structure with a softer metallic layer on a metal-based structure. The purpose of the soft metallic layer is to deform and thereby form a seal against a surface of an opposite component. The metal-based structure material is chosen to provide structural integrity for the seal. Ideally, both materials should be selected to be compatible with corrosive fluids.

[0009] Preferencialmente, a estrutura de base metálica da vedação é compreendida de uma liga resistente à corrosão. Exemplos de algumas ligas resistentes à corrosão comumente usadas na indústria de petróleo e de gás são as ligas de níquel e de cobalto, tal como UNS N07718, UNS N07716, UNS N07725, UNS N09925, UNS R30006 e UNS R31233. Em adição, preferencialmente, a camada metálica também é compreendida de uma liga ou metal resistente à corrosão, tal como o titânio, ou um metal refratário, tal como o tungsténio, o molibdênio, o rênio e, mais especificamente, o tântalo.[0009] Preferably, the metal base structure of the seal is comprised of a corrosion resistant alloy. Examples of some corrosion resistant alloys commonly used in the oil and gas industry are nickel and cobalt alloys, such as UNS N07718, UNS N07716, UNS N07725, UNS N09925, UNS R30006 and UNS R31233. In addition, preferably, the metallic layer is also comprised of a corrosion-resistant alloy or metal, such as titanium, or a refractory metal, such as tungsten, molybdenum, rhenium and, more specifically, tantalum.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0010] Essas e outras características, aspectos e vantagens da presente invenção irão ser mais bem compreendidas quando a descrição detalhada a seguir for lida com referência aos desenhos anexos, nos quais caracteres semelhantes representam partes semelhantes através de todos os desenhos.[0010] These and other features, aspects and advantages of the present invention will be better understood when the following detailed description is read with reference to the accompanying drawings, in which similar characters represent similar parts throughout all the drawings.

[0011] A Figura 1 é uma vista em corte transversal de uma vedação entre uma cabeça de poço e um conector de cabeça de poço, de acordo com uma realização exemplificai iva da presente técnica.[0011] Figure 1 is a cross-sectional view of a seal between a wellhead and a wellhead connector, according to an exemplary embodiment of the present technique.

[0012] A Figura 1A é uma vista em corte transversal detalhada tomada geralmente ao longo da linha 1A-1A da Figura 1, de acordo com uma realização exemplificative da presente técnica.[0012] Figure 1A is a detailed cross-sectional view taken generally along line 1A-1A of Figure 1, according to an exemplary embodiment of the present technique.

[0013] A Figura 2 é uma vista em corte transversal de uma vedação disposta entre um suspensor de revestimento e uma cabeça de poço, de acordo com uma realização exemplificative da presente técnica.[0013] Figure 2 is a cross-sectional view of a seal arranged between a coating hanger and a wellhead, according to an exemplary embodiment of the present technique.

[0014] A Figura 3 é uma vista em corte transversal da vedação da Figura 2 ativada para formar uma vedação entre o suspensor de revestimento e a cabeça de poço, de acordo com uma realização exemplificative da presente técnica.[0014] Figure 3 is a cross-sectional view of the seal in Figure 2 activated to form a seal between the coating hanger and the wellhead, according to an exemplary embodiment of the present technique.

[0015] A Figura 3A é uma vista em corte transversal detalhada tomada geralmente ao longo da linha 3A-3A da Figura 3, de acordo com uma realização exemplificative da presente técnica.[0015] Figure 3A is a detailed cross-sectional view taken generally along line 3A-3A of Figure 3, according to an exemplary embodiment of the present technique.

[0016] A Figura 4 é uma vista em corte transversal de uma montagem de vedação para um dispositivo de rotação, de acordo com uma realização exemplificative da presente técnica.[0016] Figure 4 is a cross-sectional view of a seal assembly for a rotation device, according to an exemplary embodiment of the present technique.

[0017] A Figura 4A é uma vista em corte transversal tomada geralmente ao longo da linha 4A-4A da Figura 4, de acordo com uma realização exemplificative da presente técnica.[0017] Figure 4A is a cross-sectional view taken generally along line 4A-4A of Figure 4, according to an exemplary embodiment of the present technique.

DESCRIPTION OF ACCOMPLISHMENTS OF THE INVENTION

[0018] Com referência geral às Figuras 1 e 1A, a presente invenção será descrita como pode ser aplicada em conjunto com uma técnica exemplificativa, nesse caso, uma montagem de cabeça de poço submarino 20 compreendendo uma cabeça de poço de alta pressão 22 e um conector de cabeça de poço 24. O conector de cabeça de poço 24 é usado para conectar um objeto, tal como uma árvore de subsuperfície, e uma cabeça de poço de alta pressão 22. O conector de cabeça de poço 24 tem uma parte inferior (não ilustrada) que é disposta sobre o exterior da cabeça de poço 22. O conector de cabeça de poço 24 tem um elemento de travamento, tal como grampos (não ilustrados) que são movidos para engate com ranhuras (não ilustradas) formadas no exterior da cabeça de poço 22. A cabeça de poço de alta pressão tem um orifício interno 26, que é coaxial com um orifício interno 28 do conector de cabeça de poço 24 quando o conector de cabeça de poço 24 é fixado na cabeça de poço 22.[0018] With general reference to Figures 1 and 1A, the present invention will be described as it can be applied together with an exemplary technique, in this case, an underwater wellhead assembly 20 comprising a high pressure wellhead 22 and a wellhead connector 24. The wellhead connector 24 is used to connect an object, such as a subsurface tree, and a high pressure wellhead 22. The wellhead connector 24 has a bottom ( not shown) that is arranged on the outside of the wellhead 22. The wellhead connector 24 has a locking element, such as clamps (not shown) that are moved to engage with grooves (not shown) formed on the outside of the wellhead 22. The high pressure wellhead has an internal orifice 26, which is coaxial with an internal orifice 28 of the wellhead connector 24 when the wellhead connector 24 is attached to the wellhead 22.

[0019] Uma gaxeta ou anel de vedação 30 é disposto entre a cabeça de poço de alta pressão 22 e o conector de cabeça de poço 24 para vedar o orifício interno 26 da cabeça de poço 22 para o orifício interno 28 do conector de cabeça de poço 28. O anel de vedação 30 é geralmente na forma de T e tem uma perna superior 32 e uma perna inferior 34. Nessa realização, a perna superior 32 e a perna inferior 34 são simétricas. Alternativamente, a perna superior 32 e a perna inferior 34 podem ser assimétricas. Em adição, nessa realização, cada perna tem uma primeira banda de vedação 36 e uma segunda banda de vedação 38. Em adição, o anel de vedação 30 é formado de modo que a primeira e a segunda bandas de vedação 36, 38 têm uma forma cônica nessa realização. Isso capacita o anel de vedação 30 a formar uma vedação contra uma superfície de vedação cônica 40 do conector de cabeça de poço 24 e uma superfície de vedação cônica 42 da cabeça de poço de alta pressão 22. O anel de vedação 30 tem uma nervura 44 que é recebida em um recesso 46 do conector de cabeça de poço 24. O recesso 46 forma um bolso entre o conector de cabeça de poço 24 e um ombro 48 da cabeça de poço 22. Quando o conector de cabeça de poço 24 é fixado na cabeça de poço 22, a nervura 44 do anel de vedação 30 é capturada no recesso 46 entre a cabeça de poço 22 e o conector de cabeça de poço 24.[0019] A gasket or seal ring 30 is disposed between the high pressure wellhead 22 and the wellhead connector 24 to seal the inner hole 26 of the wellhead 22 to the inner hole 28 of the wellhead connector. well 28. The seal ring 30 is generally T-shaped and has an upper leg 32 and a lower leg 34. In this embodiment, the upper leg 32 and the lower leg 34 are symmetrical. Alternatively, the upper leg 32 and the lower leg 34 can be asymmetrical. In addition, in this embodiment, each leg has a first seal band 36 and a second seal band 38. In addition, the seal ring 30 is formed so that the first and second seal bands 36, 38 have a shape conical in this realization. This enables the seal ring 30 to form a seal against a conical seal surface 40 of the wellhead connector 24 and a conical seal surface 42 of the high pressure wellhead 22. The seal ring 30 has a rib 44 which is received in a recess 46 of the wellhead connector 24. The recess 46 forms a pocket between the wellhead connector 24 and a shoulder 48 of the wellhead 22. When the wellhead connector 24 is attached to the wellhead 22, the rib 44 of the seal ring 30 is captured in the recess 46 between the wellhead 22 and the wellhead connector 24.

[0020] Na realização ilustrada, o anel de vedação 30 é fabricado para ser resistente ao craqueamento de sulfeto sob tensão (SSC) e ao craqueamento de corrosão sob tensão (SCC). Em particular, o anel de vedação 30 é fabricado para satisfazer aos requerimentos por “Serviço sulfuroso HH”, como estabelecido no ANSI/API (Approved American National Standard/American Petroleum Institute) especificação 6A, “Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment”. De acordo com a Tabela 3 do ANSI/API Especificação 6A, urn material satisfaz os requerimentos para o “Serviço sulfuroso HH” se ele é uma CRA (Liga Resistente à Corrosão) em cumprimento com o padrão NACE (National Association of Corrosion Engineers): “MR 0175”. A Seção 3.1.30 da ANSI/API Especificação 6A define uma Liga Resistente à Corrosão (CRA) como uma “liga com base não ferrosa, na qual qualquer uma ou a soma de uma quantidade específica dos elementos como titânio, níquel, cobalto, cromo e molibdênio exceda a 50% (fração de massa)”. A NACE MR 0175 é intitulada: “Petroleum and natural gas industries-Materials for use in H2S containing environments in oil and gas production”. A Seção 3.6 da Parte 1 do NACE MR 0175 define uma liga resistente à corrosão (CRA), como uma “liga pretendida para ser resistente a corrosão geral e localizada de ambientes em campo de petróleo que são corrosivos aos aços carbono”. No presente relatório descritivo, uma liga resistente à corrosão (CRA) é definida como um material que é “uma liga pretendida para ser resistente à corrosão generalizada e localizada de ambientes em campo de petróleo que são corrosivos aos aços carbono” e/ou “uma liga a base de não ferrosos, na qual qualquer uma ou a soma de uma quantidade específica de elementos como titânio, níquel, cobalto, cromo e molibdênio excede a 50% (fração da massa)”.[0020] In the illustrated embodiment, the seal ring 30 is manufactured to be resistant to stress sulphide cracking (SSC) and stress corrosion cracking (SCC). In particular, the seal ring 30 is manufactured to meet the requirements for “HH sulfurous service”, as established in the ANSI / API (Approved American National Standard / American Petroleum Institute) specification 6A, “Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment”. According to Table 3 of ANSI / API Specification 6A, a material meets the requirements for the “HH sulfur dioxide service” if it is a CRA (Corrosion Resistant Alloy) in compliance with the NACE (National Association of Corrosion Engineers) standard: "MR 0175". Section 3.1.30 of ANSI / API Specification 6A defines a Corrosion Resistant Alloy (CRA) as a “non-ferrous based alloy, in which any one or the sum of a specific amount of elements such as titanium, nickel, cobalt, chromium and molybdenum exceeds 50% (mass fraction) ”. NACE MR 0175 is entitled: “Petroleum and natural gas industries-Materials for use in H2S containing environments in oil and gas production”. Section 3.6 of Part 1 of NACE MR 0175 defines a corrosion resistant alloy (CRA) as an "alloy intended to be resistant to general and localized corrosion of oilfield environments that are corrosive to carbon steels". In this specification, a corrosion resistant alloy (CRA) is defined as a material that is “an alloy intended to be resistant to widespread and localized corrosion of oilfield environments that are corrosive to carbon steels” and / or “a alloys the non-ferrous base, in which any one or the sum of a specific amount of elements such as titanium, nickel, cobalt, chromium and molybdenum exceeds 50% (mass fraction) ”.

[0021] Na realização ilustrada, o anel de vedação 30 é compreendido de um corpo metálico 50 que é coberto com uma camada metálica 52. Na realização ilustrada, o corpo metálico 50 compreende uma liga resistente à corrosão (CRA). As ligas resistentes à corrosão são bem adequadas para serviço em ambientes extremos. Essas ligas formam uma camada de óxido fina e estável em suas superfícies protegendo a liga do ambiente corrosivo. Contudo, o corpo metálico 50 pode ser compreendido de um metal que não seja uma CRA.[0021] In the illustrated embodiment, the seal ring 30 is comprised of a metallic body 50 which is covered with a metallic layer 52. In the illustrated embodiment, the metallic body 50 comprises a corrosion resistant alloy (CRA). Corrosion resistant alloys are well suited for service in extreme environments. These alloys form a thin and stable oxide layer on their surfaces protecting the alloy from the corrosive environment. However, the metallic body 50 can be comprised of a metal that is not a CRA.

[0022] Exemplos de ligas resistentes à corrosão que podem ser usada para o corpo metálico 50 são ligas de níquel e de cobalto, tal como UNS N07718, UNS N07725, UNS N09925, UNS R30006 e UNS R31233. As ligas UNS N07718, UNS N07716, UNS N07725 e UNS N09925 são geralmente classificadas como ligas de níquel com precipitação endurecível. As ligas UNS R30006 e UNS R31233 são geralmente classificadas como ligas a base de cobalto. Essas ligas de níquel e de cobalto e outras (não listadas) são intencionalmente ligadas e tratadas por calor para prover a resistência à corrosão e força. A combinação dos elementos toma a liga resistente à fragilização por hidrogênio e ao craqueamento de corrosão sob tensão. Essas ligas são resistentes à corrosão, escavação, corrosão de fendas e craqueamento de corrosão sob tensão em muitos ambientes aquosos, incluindo sulfetos e cloretos. Contudo, uma outra liga diferente das ligas mencionadas no presente relatório descritivo podem ser usadas.[0022] Examples of corrosion resistant alloys that can be used for metal body 50 are nickel and cobalt alloys, such as UNS N07718, UNS N07725, UNS N09925, UNS R30006 and UNS R31233. The alloys UNS N07718, UNS N07716, UNS N07725 and UNS N09925 are generally classified as nickel alloys with hardenable precipitation. UNS R30006 and UNS R31233 alloys are generally classified as cobalt based alloys. These nickel and cobalt alloys and others (not listed) are intentionally bonded and heat treated to provide corrosion resistance and strength. The combination of elements makes the alloy resistant to hydrogen embrittlement and stress cracking cracking. These alloys are resistant to corrosion, excavation, crack corrosion and stress corrosion cracking in many aqueous environments, including sulfides and chlorides. However, a different alloy than the alloys mentioned in this specification can be used.

[0023] As ligas UNS N07718, UNS N07716, UNS N07725, UNS N09925 e UNS R31233 são listadas no Anexo A da Parte 3 da NACE MR 0175 como CRAs. A Parte 3 da NACE MR 0175 é intitulada: “Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys”. O Anexo A é intitulado: “Environmental cracking-resistant CRAs and other alloys”. As ligas com base em níquel endurecidas por precipitação que são CRAs e seus limites ambientais e materiais são listados na Seção A.9 do Anexo A por seus números UNS. Os UNS N07718 e UNS N09925 são listados nas Tabelas A.31 e A.32, enquanto o UNS N07725 é listado na Tabela A.33 e o UNS R31233 na Tabela A.38 do Anexo A. Outras CRAs não listadas nesses padrões industriais foram de forma bem sucedida e extensivamente usadas em fluidos de produção de petróleo e de gás contendo sulfeto de hidrogênio, tal como a UNS R30006.[0023] The alloys UNS N07718, UNS N07716, UNS N07725, UNS N09925 and UNS R31233 are listed in Annex A to Part 3 of NACE MR 0175 as CRAs. Part 3 of NACE MR 0175 is entitled: “Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys”. Appendix A is entitled: “Environmental cracking-resistant CRAs and other alloys”. Precipitation-hardened nickel-based alloys that are CRAs and their environmental and material limits are listed in Section A.9 of Annex A by their UNS numbers. UNS N07718 and UNS N09925 are listed in Tables A.31 and A.32, while UNS N07725 is listed in Table A.33 and UNS R31233 in Table A.38 in Annex A. Other CRAs not listed in these industry standards were successfully and extensively used in oil and gas production fluids containing hydrogen sulfide, such as UNS R30006.

[0024] Como observado acima, o corpo metálico 50 na realização ilustrada é coberto com uma camada metálica 52. Na realização ilustrada, a camada metálica 52 compreende uma liga, preferencialmente um metal tal como um metal refratário. Os metais refratários são uma classe de metais extraordinariamente resistentes ao calor, desgaste e corrosão. Os cinco metais refratários são: Tungsténio (W), Molibdênio (Mo), Nióbio (Nb), Tântalo (Ta) e Rênio (Re). Preferencialmente, a camada metálica 52 é compreendida de tântalo. O tântalo é uma das substâncias mais resistentes à corrosão disponíveis. Contudo, um metal refratário diferente pode ser usado. Na realização ilustrada, a camada metálica 52 tem uma maior ductilidade do que o corpo metálico 50. A camada metálica 52 é provida para formar uma vedação contra uma superfície de vedação oposta e o corpo metálico 50 é provido para suprir a integridade estrutural e a força para a camada metálica 52. Adicionalmente, a camada metálica 52 é disposta sobre toda a superfície do anel de vedação 30 na realização ilustrada. Contudo, a camada metálica 52 pode ser disposta sobre menos do que toda a superfície do anel de vedação 30. Por exemplo, em uma realização alternativa, a camada metálica 52 pode ser disposta somente sobre uma superfície de vedação ou superfícies de vedação.[0024] As noted above, the metallic body 50 in the illustrated embodiment is covered with a metallic layer 52. In the illustrated embodiment, the metallic layer 52 comprises an alloy, preferably a metal such as a refractory metal. Refractory metals are a class of metals that are extraordinarily resistant to heat, wear and corrosion. The five refractory metals are: Tungsten (W), Molybdenum (Mo), Niobium (Nb), Tantalum (Ta) and Rhenium (Re). Preferably, the metal layer 52 is comprised of tantalum. Tantalum is one of the most corrosion resistant substances available. However, a different refractory metal can be used. In the illustrated embodiment, the metallic layer 52 has a greater ductility than the metallic body 50. The metallic layer 52 is provided to form a seal against an opposite sealing surface and the metallic body 50 is provided to provide structural integrity and strength for metallic layer 52. Additionally, metallic layer 52 is arranged over the entire surface of the seal ring 30 in the illustrated embodiment. However, the metal layer 52 can be arranged on less than the entire surface of the seal ring 30. For example, in an alternative embodiment, the metal layer 52 can be arranged only on a sealing surface or sealing surfaces.

[0025] Nessa realização, a camada metálica 52 é uma liga de tântalo, tal como uma liga de tântalo correspondendo a UNS n° R05200. A liga de tântalo R05200 é listada na Tabela A.42 do Anexo A da NACE MR 0175 como uma CRA. Os limites ambientais e materiais para a liga R05200 são também providos na Tabela A.52. Como ilustrado na Figura 5, a Tabela D. 12 do Anexo D da Parte 3 da NACE MR 0175 proporciona a composição química da liga R05200. A liga é compreendida de pequenas quantidades de carbono, cobalto, ferro, silicone, molibdênio, tungsténio, níquel e titânio, e outros elementos, com o resíduo de tântalo. Contudo, tântalo não ligado ou outras ligas de tântalo podem ser usadas, tal como uma liga correspondente a UNS n° R05210.[0025] In this embodiment, the metallic layer 52 is a tantalum alloy, such as a tantalum alloy corresponding to UNS No. R05200. Tantalum alloy R05200 is listed in Table A.42 of Annex A to NACE MR 0175 as a CRA. Environmental and material limits for alloy R05200 are also provided in Table A.52. As shown in Figure 5, Table D. 12 of Annex D to Part 3 of NACE MR 0175 provides the chemical composition of alloy R05200. The alloy is comprised of small amounts of carbon, cobalt, iron, silicone, molybdenum, tungsten, nickel and titanium, and other elements, with the tantalum residue. However, unbound tantalum or other tantalum alloys can be used, such as an alloy corresponding to UNS No. R05210.

[0026] Com referência geral às Figuras 2, 3 e 3A, uma outra parte da montagem de cabeça de poço 20 está presente. Nessa parte da montagem de cabeça de poço, uma montagem de vedação 54 é provida para vedar um anel 56 entre a cabeça de poço 22 e o suspensor de revestimento 58. O suspensor de revestimento 58 é usado para suportar uma coluna de revestimento (não ilustrada) a partir da cabeça de poço 22.[0026] With general reference to Figures 2, 3 and 3A, another part of the wellhead assembly 20 is present. In this part of the wellhead assembly, a seal assembly 54 is provided to seal a ring 56 between the wellhead 22 and the coating hanger 58. The coat hanger 58 is used to support a lining column (not shown) ) from the wellhead 22.

[0027] A realização ilustrada da montagem de vedação 54 compreende um anel de vedação 60 e um anel de energização 62. O anel de vedação 60 é provido para formar uma vedação com a cabeça de poço de alta pressão 22 em um lado e o suspensor de revestimento 58 no outro lado, desse modo vedando o anel 56 entre a cabeça de poço 22 e o suspensor de revestimento 58. Uma vez que o suspensor de revestimento 58 e a montagem de vedação 54 estejam em posição dentro da cabeça de poço de alta pressão 22, o anel de energização 62 é usado para ativar o anel de vedação 60. O anel de vedação 60 tem uma perna interna 64 e uma perna externa 66 com uma fenda 68 entre as mesmas. Quando o anel de energização 62 é acionado dentro da fenda 68 do anel de vedação 60, a perna interna 64 é acionada contra o suspensor de revestimento 58 e a perna externa 66 é acionada contra a cabeça de poço de alta pressão 22.[0027] The illustrated embodiment of the seal assembly 54 comprises a seal ring 60 and an energizing ring 62. The seal ring 60 is provided to form a seal with the high pressure wellhead 22 on one side and the hanger liner 58 on the other side, thereby sealing the ring 56 between the wellhead 22 and the liner hanger 58. Once the liner hanger 58 and the seal assembly 54 are in position within the high well head pressure 22, the energizing ring 62 is used to activate the sealing ring 60. The sealing ring 60 has an inner leg 64 and an outer leg 66 with a slit 68 between them. When the energizing ring 62 is driven into the slot 68 of the sealing ring 60, the inner leg 64 is driven against the liner hanger 58 and the outer leg 66 is driven against the high pressure wellhead 22.

[0028] O anel de vedação 60 tem um corpo metálico 70 com uma camada metálica 72 disposta sobre a superfície do corpo metálico 70 na realização ilustrada. Na realização ilustrada, a camada metálica 72 compreende tântalo. O anel de energização 62 pode também ser compreendido de um corpo metálico com uma câmara metálica disposta sobre a superfície.[0028] The sealing ring 60 has a metallic body 70 with a metallic layer 72 disposed on the surface of the metallic body 70 in the illustrated embodiment. In the illustrated embodiment, the metallic layer 72 comprises tantalum. The energizing ring 62 can also be comprised of a metallic body with a metallic chamber arranged on the surface.

[0029] Do mesmo modo como com a montagem de vedação 30 acima, uma camada metálica 72 é usada para formar uma vedação e o corpo metálico 70 é provido para suportar a camada metálica 72. Quando a perna interna 64 é direcionada contra o suspensor de revestimento 58 e a perna externa 66 é direcionada contra a cabeça de poço 22, a camada metálica 72 forma uma vedação com a cabeça de poço 22 e com o suspensor de revestimento 58. Na realização ilustrada, a cabeça de poço de alta pressão 22 e o suspensor de revestimento 58 tem entrelaçamentos 74, 76, respectivamente, formados nos mesmos. A camada metálica 72 é mais macia do que o corpo metálico 70 e é deformada nos entrelaçamentos 74, 76 formando uma vedação. Em adição, o corpo metálico 70 da montagem de vedação 54 ilustrado é formado de um liga resistente à corrosão (CRA), tal como uma liga de níquel ou de cobalto. O anel de energização 62 pode também compreender uma liga resistente à corrosão (CRA).[0029] As with the seal assembly 30 above, a metallic layer 72 is used to form a seal and the metallic body 70 is provided to support the metallic layer 72. When the inner leg 64 is directed against the liner 58 and the outer leg 66 is directed against the wellhead 22, the metallic layer 72 forms a seal with the wellhead 22 and the liner hanger 58. In the illustrated embodiment, the high pressure wellhead 22 and the coating hanger 58 has interlaces 74, 76, respectively, formed therein. The metallic layer 72 is softer than the metallic body 70 and is deformed in the interlaces 74, 76 forming a seal. In addition, the metallic body 70 of the illustrated seal assembly 54 is formed of a corrosion resistant alloy (CRA), such as a nickel or cobalt alloy. The energizing ring 62 may also comprise a corrosion resistant alloy (CRA).

[0030] Com referência geral às Figuras 4 e 4A, uma montagem de vedação de rotação é apresentada e representada geralmente pelo número de referência 78. A vedação de rotação 78 é provida para vedar o anel 80 entre um elemento interno 82 e um elemento externo 84. Na realização ilustrada, o elemento interno 82 e o elemento externo 84 têm diversas almofadas de vedação 86 que são usadas para formar vedações com a montagem de vedação de rotação 78. A montagem de vedação 78 tem braços de vedação 88 que têm superfícies de vedação 90, que são configuradas para formar uma vedação contra as almofadas de vedação 86. Nessa realização, as superfícies de vedação 90 têm uma camada metálica 92, que é usada para formar a vedação com as almofadas de vedação 86. Contudo, a camada metálica 92 pode ser localizada nas almofadas de vedação 86, ao invés das superfícies de vedação 90 da montagem de vedação 78. Na realização ilustrada, os braços de vedação 88 são compreendidos de um material resistente à corrosão, tal como ligas de níquel ou de cobalto. Em adição, a camada metálica 92 também é compreendida de um material resistente à corrosão. Em particular, a realização ilustrada da camada metálica 92 pode ser compreendida de tântalo.[0030] With general reference to Figures 4 and 4A, a rotation seal assembly is shown and generally represented by reference number 78. The rotation seal 78 is provided to seal ring 80 between an inner element 82 and an outer element 84. In the illustrated embodiment, the inner element 82 and the outer element 84 have several sealing pads 86 which are used to form seals with the rotating seal assembly 78. Sealing assembly 78 has sealing arms 88 that have surfaces of rotation. seal 90, which are configured to form a seal against seal pads 86. In this embodiment, seal surfaces 90 have a metallic layer 92, which is used to form the seal with seal pads 86. However, the metallic layer 92 can be located on the sealing pads 86, instead of the sealing surfaces 90 of the sealing assembly 78. In the illustrated embodiment, the sealing arms 88 are comprised of a corrosion resistant material o, such as nickel or cobalt alloys. In addition, the metallic layer 92 is also comprised of a corrosion resistant material. In particular, the illustrated embodiment of the metallic layer 92 can be comprised of tantalum.

[0031] Apesar de somente certas características da invenção terem sido ilustradas e descritas no presente relatório descritivo, muitas modificações e mudanças irão ocorrer para os técnicos no assunto. Deve, portanto, ser compreendido que as reivindicações anexas são pretendidas para cobrir todas de tais modificações e mudanças, uma vez que estejam dentro do verdadeiro espírito da invenção.[0031] Although only certain characteristics of the invention have been illustrated and described in this specification, many modifications and changes will occur for those skilled in the art. It should, therefore, be understood that the appended claims are intended to cover all such modifications and changes, once they are in the true spirit of the invention.

Claims

1. SEAL ASSEMBLY (54, 78) FOR A WELL HEAD ASSEMBLY (20), characterized by comprising: a structural metal sealing body (50, 70) having at least one surface area adapted to form a seal against a opposite surface; and a metallic layer (52, 72) disposed on at least one of the metallic sealing structural body (50, 70) or the opposite sealing structure to form a metal-to-metal seal, wherein the metallic layer (52, 72) comprises tantalum.

2. SEAL ASSEMBLY (54, 78) according to claim 1, characterized in that the metallic sealing structural body (50, 70) comprises a corrosion resistant alloy (CRA).

3. SEAL ASSEMBLY (54, 78) according to claim 2, characterized in that the corrosion resistant alloy (CRA) is an alloy with a non-ferrous base, in which any one or the sum of a specific amount of the titanium elements, nickel, cobalt, chromium and molybdenum exceeds 50% (mass fraction).

4. SEAL ASSEMBLY (54, 78) FOR A WELL HEAD ASSEMBLY (20), characterized by comprising: a structural metal sealing body (50, 70) having at least one surface area adapted to form a seal against a opposite surface, where the metallic body (50, 70) comprises a first corrosion resistant alloy; and a metallic layer (52, 72) disposed on at least one of at least one surface area adapted to form a seal against an opposite surface or opposite surfaces, wherein the metallic layer (52, 72) comprises a second resistant alloy corrosion, with the second corrosion resistant alloy having greater ductility than the first corrosion resistant alloy.

5. SEAL ASSEMBLY (54, 78) according to claim 4, characterized in that the second corrosion resistant alloy comprises a refractory metal.

6. SEAL ASSEMBLY (54, 78) according to claim 5, characterized in that the first corrosion resistant alloy is an alloy with a non-ferrous base, in which any or the sum of a specific amount of the elements titanium, nickel, cobalt, chromium and molybdenum exceed 50% (mass fraction).

7. METHOD OF MANUFACTURING A SEAL as defined in any one of claims 1 to 6, characterized by comprising the steps of: machining a metal to form a base sealing structure having at least one surface configured to form a seal against a surface opposite; and arranging a layer comprising tantalum on at least one of at least one surface configured to form a seal against an opposite surface of the base sealing structure or the opposite surface.

METHOD according to claim 7, characterized by the step of machining a metal to form a base sealing structure having at least one surface configured to form a seal against an opposite surface comprising machining a corrosion resistant alloy to form a base sealing structure having at least one surface configured to form a seal against an opposite surface.

9. METHOD OF MANUFACTURING A SEAL as defined in any of claims 1 to 6, characterized by comprising the steps of: machining a first corrosion resistant alloy to form a base sealing structure having at least one surface configured to form a sealing against an opposite surface; and arranging a layer of a second corrosion-resistant alloy having a greater ductility than the first corrosion-resistant alloy on at least one of at least one surface configured to form a seal against an opposite surface of the seal base structure or the opposite surface.

10. METHOD OF MANUFACTURING A SEAL, according to claim 9, characterized by the step of machining the first corrosion resistant alloy to form a base sealing structure having at least one surface configured to form a seal against an opposite surface comprising machining a nickel or cobalt based alloy to form a sealing base structure having at least one surface configured to form a seal against an opposite surface.