DE68903341T2

DE68903341T2 - Steigrohrverbinder in einer oelbohrung mit einer schicht zum schutz vor korrosion.

Info

Publication number: DE68903341T2
Application number: DE8989101808T
Authority: DE
Inventors: Yasusuke C O Nippon Stee Inoue; Akihiro C O Nippon St Miyasaka; Hiroyuki C O Nippon Stee Ogawa
Original assignee: Nippon Steel Corp
Current assignee: Nippon Steel Corp
Priority date: 1988-02-03
Filing date: 1989-02-02
Publication date: 1993-05-27
Anticipated expiration: 2009-02-03
Also published as: EP0329990B1; CA1311779C; EP0329990A1; DE68903341D1; JPH0465277B2; JPH01199088A

Description

Die Erfindung betrifft Verbinder für Ölbohrungsverrohrungen zur Verwendung bei der Erzeugung von Öl und Erdgas und insbesondere Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen, welche hohe Korrosionsbeständigkeit und insbesondere hohe Beständigkeit gegen Spaltkorrosion in Umgebungen zeigen, in denen H&sub2;S, CO&sub2; und Cl&supmin; vorliegen.
Mit der fortschreitenden Abnahme bei Öl- und Erdgasquellen mußte die Öl- und Gasgewinnung unter rauheren Umgebungen, die H&sub2;S, CO&sub2; und Chloride enthalten oder bei denen hohe Temperaturen auftreten, durchgeführt werden. Konventionelle Ölbohrungsverrohrungen aus Kohlenstoffstahl und niedriglegiertem Stahl können in derartigen Umgebungen nicht verwendet werden, da die Korrosionsgeschwindigkeit mit 10 mm pro Jahr oder darüber groß ist. Bei Ölbohrungsverrohrung aus Kohlenstoffstahl und niedriglegiertem Stahl weitgehend eingesetzte Korrosionsinhibitoren sind wegen der Kosten und des beschränkten Arbeitsraums bei Hochseebohrungen schwer anzuwenden. Unter derartigen Umständen hat die Verwendung hochlegierter Ölbohrungsverrohrungen aus Legierungen, die höhere Prozentanteile an Cr, Ni, Mo und anderen Legierungselementen enthalten, in letzter Zeit zugenommen.
Beispielsweise ist bei der Erzeugung von Öl und Gas, die CO&sub2; enthalten, jedoch kein H&sub2;S, die Verwendung von 13 %-Cr-Stahl und 9%Cr-1%Mo-Stahl weit verbreitet. Bei der Erzeugung von Öl und Gas, die sowohl CO&sub2; als auch geringe Mengen H&sub2;S enthalten, werden rostfreie Duplexstähle mit 22 bis 25 % Cr verwendet. Es ist ebenfalls bekannt, daß Ni-Cr- Mo-Fe-Legierungen, die beispielsweise mehr als 25 % Ni, mehr als 20 % Cr und mehr als 3 % Mo enthalten, eine hohe Korrosionsbeständigkeit in Umgebungen zeigen, die viel H&sub2;S enthalten.
Die JP-A-207142 von 1982 und JP-A-203740 von 1982 offenbaren Legierungen zur Verwendung in rauhen Umgebungen, die große Mengen H&sub2;S enthalten. Derartigen Legierungen wird durch die Beschränkung der Gehalte an solchen Legierungselementen wie Ni, Cr, Mo und W Korrosionsbeständigkeit verliehen. Zur Verbesserung ihrer Warmverarbeitbarkeit werden Seltenerdmetalle, Y, Mg und Ca zugesetzt.
In der in der JP-A-1044 von 1983 offenbarten Legierung werden die Gehalte an Cr, Mo, W, Ni und Mn innerhalb solcher Grenzen kontrolliert, daß ihr in H&sub2;S enthaltenden Umgebungen eine hohe Spannungskorrosionsbeständigkeit verliehen wird. Während Cu und Co zur Erhöhung der Korrosionsbeständigkeit zugesetzt werden, werden Seltenerdmetalle, Y, Mg und Ca zur Verbesserung der Warmverarbeitbarkeit zugesetzt.
Öl- und Gasbohrungsumgebungen, die H&sub2;S, CO&sub2; und Cl&supmin; enthalten, sind stark korrosiv. Hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen von den vorstehend beschriebenen konventionellen Typen, die in derartigen Umgebungen verwendet werden, sind zum Widerstand gegen allgemeine Korrosion und Spannungskorrosionsrißbildung ausgelegt. Einer anderen Form der in einem Spalt auftretenden und als Spaltkorrosion bekannten Korrosion wurde jedoch keine Aufmerksamkeit gewidmet.
Teile der Ölbohrungsverrohrung werden durch Rohrverbinder mit Gewinde miteinander verbunden. Jeder Verbinder hat an jedem Ende einen Spalt, der von einem hochlegierten Stahl umgeben ist, wobei sich ein Spaltende zu einer korrosiven Umgebung öffnet. Die Erfinder haben die Möglichkeit des Auftretens der Spaltkorrosion in solchen Rohrverbindern mit Gewinde untersucht. Anhand der Untersuchungen wurde festgestellt, daß Spaltkorrosion auch an hochlegiertem Stahl auftreten kann, wenn die Arbeitsumgebung rauher wird. Das Auftreten der Spaltkorrosion an hochlegiertem Stahl ist wohlbekannt und wurde von Kudo u.a. in "Tetsu to Hagane" vol. 73, No. 5, S, S. 625 und vol. 73, No. 13, S, S.1387 berichtet. Spaltkorrosion in Rohrverbindern mit Gewinde kann nicht nur zu Spannungskorrosionsrißbildung führen, sondern auch zur Beeinträchtigung der Leckdichte der Verbindung, deren Erreichen eine der wichtigsten Funktionen der Verbindung ist, und zwar indem deren abdichtende Fläche angegriffen wird.
Die Erfinder haben den Mechanismus der Spaltkorrosion in Umgebungen, die H&sub2;S, CO&sub2; und Cl&supmin;-Ionen enthalten, gründlich analysiert. Die analytische Untersuchung ergab, daß Spaltkorrosion in derartigen Umgebungen von der Reaktion zwischen konzentrierten Metallionen (speziell Chrom-Ionen) die aus dem hochlegierten Stahl aufgelöst werden, und konzentrierten Cl&supmin;-Ionen aus der Umgebung hervorgerufen wird, was den pH-Wert im Inneren des Spalts in einem solchen Umfang drastisch absenkt, daß der hochlegierte Stahl nicht mehr länger seine Korrosionbeständigkeit bewahrt. Obwohl der hochlegierte Stahl anfangs noch passiv bleibt, löst er sich nach und nach geringfügig in einer solchen Umgebung auf, wodurch über eine längere Zeitdauer eine Konzentration von Metall-Ionen innerhalb des Spalts erzeugt wird.
Nach den Untersuchungen der Erfinder ist es außerordentlich schwierig, eine derartige Spaltkorrosion in Rohrverbindern mit Gewinde durch Einstellung des Gehalts der Legierungsmetalle zu verhindern. Selbst wenn eine solche Einstellung möglich wäre, wäre sie kostspielig, da die Spaltkorrosion nicht verhindert werden kann, wenn die Korrosionsbeständigkeit nicht über die für die korrosive Arbeitsumgebung entsprechende Grenze hinaus erhöht wird, in der der Verbinder verwendet werden soll.
Die GB-A72 104 919 offenbart einen Chrom enthaltenen Rohrverbinder aus Stahl für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß dem Oberbegriff von Anspruch 1. Der Verbinder gemäß GB-A-2 104 919 umfaßt einen Metalldichtungsabschnitt und einen Gewindeabschnitt und wird aus einem legierten Stahl erzeugt, der nicht weniger als 10 Gew.-% Cr enthält. Mindestens ein Teil der Oberfläche des Metalldichtungsabschnitts verfügt über eine darauf aufgebrachte aktivierende Schicht eines ersten Metalls oder einer Legierung und eine mit einer Elektrode abgeschiedene Schicht eines zweiten Metalls oder einer Legierung. Die aktivierende Schicht haftet fest auf der Stahloberfläche, indem diese Oberfläche einer anodischen Elektrolyse in einer sauren wäßrigen Lösung und unmittelbar danach einer kathodischen Elektrolyse unterzogen wird. Die Menge der elektrochemisch abgeschiedenen Schicht auf der aktivierenden Schicht beträgt mindestens 2 g/m².
Die WO-A-85-03249 betrifft ein isolierendes Kupplungsstück für Schwerstangen. Das Kupplungsstück besteht aus einem elektrisch isolierenden Keramiküberzug, der in einer Dicke von etwa 50 bis 150 um auf das Gewinde des Kupplungsstücks aufgetragen ist. Der keramische Überzug ist vorzugsweise Aluminiumoxid.
Es ist die Aufgabe der Erfindung, einen Rohrverbinder mit Gewinde für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen zu schaf-fen, in der selbst bei hoher Temperatur und Hochdruckumgebungen, die H&sub2;S, CO&sub2; und Cl&supmin; enthalten, keine Spaltkorrosion auftritt, und zwar mit Hilfe eines nichtmetallischen Überzugs, der in den kritischen Bereichen des Verbinders vorgesehen wird. Diese Aufgabe wird durch den Verbinder gemäß den Ansprüchen gelöst.
Wie bereits erwähnt, tritt die Spaltkorrosion auf, wenn gelöste und konzentrierte Metall-Ionen und konzentrierte Cl&supmin; -Ionen aus der Umgebung reagieren und den PH-Wert innerhalb eines Spalts in einen solchen Umfang drastisch senken, daß hochlegierter Stahl nicht mehr länger korrosionsbeständig bleibt. Nach der Ausführung von Untersuchungen über die Inhibierung einer solchen Spaltkorrosion mit so unterschiedlichem Vorgehen wie der Einstellung des Gehaltes der Legierungselemente und Kontrolle der Umgebung, haben die Erfinder festgestellt, daß die Spaltkorrosion durch Inhibieren des Auflösens von Metall-Ionen durch einen Überzug aus einer nichtmetallischen Substanz um einen Spalt herum verhindert werden kann.
Die Erfindung beruht auf den vorstehenden Ergebnissen. Im wesentlichen betrifft die Erfindung einen hohe Beständigkeit gegen Spaltkorrosion aufweisenden Verbinder mit Gewinde für Ölbohrungsverrohrungen aus hochlegiertem Stahl, der nicht weniger als 7,5 Gew. -% Cr enthält, bei welchem solche Teile des Verbinders, einschließlich der Dichtfläche, die unmittelbar einer korrosiven Umgebung ausgesetzt sind, mit einem Überzug einer nichtmetallischen Substanz in einer Dicke von 1 bis 100 um versehen werden.
Für den Schutzüberzug geeignete nichtmetallische Substanzen sind solche Oxidkeramiken wie TiO&sub2;, Al&sub2;O&sub3;, ZrO&sub2; und Cr&sub2;O&sub3;, solche Nitridkeramiken wie TiN, AlN, ZrN und BN sowie solche Carbidkeramiken wie TiC und ZrC. Diese nichtmetallischen Substanzen verhindern wirksam die Spaltkorrosion in wässrigen Lösungen, die H&sub2;S, CO&sub2; und Cl&supmin; enthalten. Es können die gleichen Oxidkeramiken (z.B. TiO&sub2; und TiO&sub2;) oder unterschiedliche Oxidkeramiken (z.B. TiO&sub2; und Al&sub2;O&sub3;) in zwei oder drei Schichten aufgetragen werden. Unabhängig davon, ob in einer einzelnen Schicht oder in mehrfachen Schichten aufgetragen, kann die Beschichtung aus einer Mischung von unterschiedlichen Arten von Keramiken (z.B. ZrO&sub2; und Cr&sub2;O&sub3;) bestehen. Selbst wenn unterschiedliche Typen von Keramiken miteinander gemischt werden, bleibt ihre Wirkung zur Verhütung der Spaltkorrosion unverändert. Das gleiche gilt ebenfalls für Nitridkeramiken und Carbidkeramiken.
Der Cr-Gehalt in der hochlegierten Ölbohrungsverrohrung ist auf nicht weniger als 7,5 % beschränkt, da eine zum Widerstand gegenüber einer korrosiven Umgebung ausreichend hohe Korrosionsbeständigkeit nicht unterhalb von 7,5 % erhalten werden kann mit einem (sonst) resultierenden Versagen in der Bildung einer stabilen passiven Beschichtung, was wiederum zu einer allgemeinen Korrosion führt. Wo eine allgemeine Korrosion aufgetreten ist, tritt keine Spaltkorrosion auf. Die obere Grenze für den Cr-Gehalt ist nicht festgelegt. Legierungsstahl, der eine überschüssige Menge an Cr enthält (z.B. mehr als 32 %) ist jedoch praktisch und kommerziell schwierig herzustellen. Je nach der Beanspruchung in der Arbeitsumgebung können andere Legierungselernente als Cr gewählt werden. Unter diesen Elementen befinden sich Ni, Mo, W, Cu, Co und Fe, die im Bedarfsfall zugesetzt werden können. Die vorliegende Erfindung umfaßt alle Legierungsstähle, die nicht weniger als 7,5 % Cr enthalten, unabhängig von der Art und dem Gehalt anderer Legierungselemente.
Beschichtungen, die dünner sind als 1 um, können die Auflösung von Metall-Ionen in einem solchen Umfang nicht inhibieren, um eine angemessene Verhütung der Spaltkorrosion zu ermöglichen. Andererseits wird der Verhütungseffekt der Beschichtung in bezug auf Spaltkorrosion auch dann nicht mehr weiter erhöht, wenn ihre Dicke größer ist als 100 um. Das ist nicht alles. Derartige übermäßig schwere Beschichtungen würden die Dimensionsgenauigkeit der Gewinde beeinträchtigen und beim Einrichten zum Fressen führen. Daher muß die Dicke einer Beschichtung zwischen 1 und 100 um begrenzt werden. Eine Beschichtung innerhalb des vorgenannten Dickenbereichs kann entweder durch einen einzelnen Auftrag oder durch mehrere Aufträge gebildet werden.
Die vorliegende Erfindung gewährt allen hochlegierten Ölbohrungsverrohrungen, die Rohrverbinder mit Gewinde aufweisen, eine hohe Korrosionsbeständigkeit.
Die Erfindung wird im Zusammenhang mit den Zeichnungen im Detail beschrieben. Es zeigen:
Fig. 1 einen teilweisen Längsschnitt eines Verbinders mit Gewinde für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen, der mit einer Beschichtung einer nichtmetallischen Substanz bedeckt ist;
Fig. 2 eine vergrößerte Ansicht des Innenteils des gleichen Verbinders mit Gewinde und
Fig. 3 eine vergrößerte Ansicht des Außenteils des gleichen Verbinders mit Gewinde.
Die vorliegende Erfindung ist für eine Ölbohrungsverrohrung für hochkorrosive Öl- und Gasbohrungen vorgesehen, die miteinander über Rohrverbinder verbunden werden und eine besonders hohe Leckdichte gewährleisten, wie sie von den besten Rohrverbindern bekannt ist. Verschiedene Typen von Verbindern mit hoher Leckdichte wurden vorgeschlagen und verwendet. Ein Verbinder mit Gewinde von dem in Fig. 1 dargestellten Typ ist ein Beispiel dafür.
Entsprechend Fig. 1 besteht ein Verbinder mit Gewinde aus einem Stiftteil 11, der an der Spitze eines Ölbohrungsrohres vorgesehen ist, und einem Muffenteil 21, das an jedem Ende (in der Figur ist lediglich ein Ende gezeigt) eines Kupplungsstücks 2 (ein Verbindungsrohr mit kurzer Länge) aufweist. Auf dem Stiftteil 11 ist ein konisches Außengewinde 12 vorgesehen. Das Stiftteil 11 hat eine konische kreisförmige Spitze, deren Außenseite als eine Dichtfläche 13 dient. Das Muffenteil 21 hat ein an das Außengewinde 12 angepaßtes konisches Innengewinde 22. Die innerste Fläche des Muffenteils 21 dient als Dichtfläche 23, die mit der Dichtfläche 13 des Stiftteils 11 formschlüssig ineinandergreift. Die Oberfläche neben der Dichtfläche 23 des Muffenteils 21 ist eine kreisförmige innere Endfläche 24 senkrecht zu der Dichtfläche 23. Eine Endfläche 14 des Stiftteils 11 befindet sich gegenüber der inneren Endfläche 24 des Muffenteils 21. Ein Kupplungsstück 2 verbindet zwei Ölbohrungsrohre 1 miteinander, wobei das Stiftteil 11 an der Spitze jedes Rohres 1 in das Muffenteil 21 am jeweiligen Ende des Kupplungsstücks 2 eingeschraubt wird. Die Dichtfläche 13 des Stiftteils 11 und die Dichtfläche 23 des Muffenteils 21 werden miteinander in Kontakt gebracht, um die erforderliche Leckdichte zu gewähren.
Wie bereits erwähnt, enthalten die miteinander zu verbindenden hochlegierten Ölbohrungsverrohrungen nicht weniger als 7,5 % Cr. Es können ebenfalls ein oder mehrere solcher Legierungselemente wie Ni, Mo, W, Cu, Co, Nb, Ca, Si, Mn und Fe enthalten sein.
Nachfolgend sind einige Beispiele angegeben, die mehrere Legierungselemente enthalten. Ni und Mo werden zugesetzt, um Korrosionsbeständigkeit zu gewähren. (Ni gewährt insbesondere Säurekorrosionsbeständigkeit). Si und Mn werden zum Zwecke der Desoxidation und Gewährleistung einer ausreichenden Festigkeit zugesetzt. Cu bzw. N verbessern die Säurekorrosionsbeständigkeit und Festigkeit. Geringere Gehalte an P und S sind für die Gewährleistung der Korrosionsbeständigkeit förderlich.
Ein erstes Beispiel eines hochlegierten Stahls für Ölbohrungsverrohrungen enthält (Prozentangaben jeweils auf Gewichtsbasis):
(a) Cr: 7,5 - 14,0 %, C: max. 0,25 %, Si: max. 1 %, Mn: max. 2,5 %, P: max. 0,004 %, S: max. 0,02 %, Al: max. 0,15 %;
mindestens eines der folgenden (b) und (c):
(b) eines oder mehrere von Ni: max. 4 %, Mo: max. 2,5 % max. und Cu: max. 1 %
(c) N: max. 0,12 % und
Fe und übliche begleitende Verunreinigungen.
In dem vorstehenden Beispiel ist der Cr-Gehalt zwischen 7,5 und 14,0 % begrenzt, um die Korrosionsbeständigkeit gegenüber Kohlendioxid zu verbessern. Der C-Gehalt bei 0,25 % oder darunter gewährleistet eine angemessene Festigkeit. Ein Zusatz von Al führt zu einer stärkeren Desoxidation.
Ein zweites Beispiel einer hochlegierten Ölbohrungsverrohrung enthält in Gewichtsprozent:
(a) Cr: 18,5 - 28,0 %, Ni: 4,5 - 9,5 %, Mo: 2,5 - 5,5 %, C: max. 0,12 %, Si: max. 1 %, Mn: max. 2,5 %, P: max. 0,004 % und S: max. 0,02 %;
mindestens eines der folgenden (b) und (c):
(b) Cu: max. 1 %
(c) N: max. 0,20 % und
Fe und übliche begleitende Verunreinigungen.
In diesem Beispiel verstärkt der höhere Cr-Gehalt zwischen 18,5 und 28,0 % die Säurekorrosionsbeständigkeit. Der niedrigere C-Gehalt bei 0,12 % gewährt eine angemessenere Korrosionsbeständigkeit.
Ein drittes Beispiel einer hochlegierten Ölbohrungsverrohrung enthält in Gewichtsprozent:
(a) Cr: 14,5 - 28,0 %, Ni: 20 - 62 %, Mo: 2,5 - 18 %, C: max. 0,12 %, Si: max. 1 %, Mn: max. 2,5 %, P: max. 0,004 % und S: max. 0,02 %;
mindestens eines der folgenden (b) und (c):
(b) eines oder mehrere von Cu: max. 1 %, Ti: max. 1,5 %, Nb: max. 5 % und Ca: max. 0,02 %
(c) N: max. 0,3 % und
Fe und übliche begleitende Verunreinigungen.
In diesem Beispiel verstärkt der höhere Cr-Gehalt zwischen 14,5 und 28,0 % die Säurekorrosionsbeständigkeit, während der geringere C-Gehalt bei max. 0,12 % eine angemessene Korrosionsbeständigkeit gewährt. Nb und Ca werden zur Erhöhung der Festigkeit bzw. Warmverarbeitbarkeit zugesetzt.
Bei dem bereits beschriebenen Typ des Rohrverbinders mit Gewinde wird zwischen der Endfläche 14 des Stiftteils 11 und der inneren Endfläche 24 des Muffenteils 21 ein Zwischenraum A und zwischen dem Fuß des Stiftteils 11 und der Spitze (gegenüber dem inneren Abschnitt) des Muffenteils 21 ein Abstand B gelassen. Die Spaltkorrosion tritt in derartigen Zwischenräumen auf, wie vorstehend erwähnt.
Erfindungsgemäß werden die Endabschnitte einschließlich der Dichtflächen, die der korrosiven Umgebung direkt ausgesetzt sind, mit einer Beschichtung einer nichtmetallischen Substanz in einer Dicke von 1 bis 100 um beschichtet. Speziell werden die Dichtfläche 13, die Endfläche 14 und ein Teil der inneren Oberfläche 15 rund um die Spitze des Stiftteils 11 mit einer Beschichtung 16 aus einer nichtmetallischen Substanz entsprechend der vergrößerten Ansicht in Fig. 2 beschichtet. In ähnlicher Weise werden die Dichtfläche 23, die innere Endfläche 24 und ein Teil der inneren Oberfläche 25 rund um den Fuß des Muffenteils 21 mit einer Beschichtung 26 aus einer nichtmetallischen Substanz beschichtet. Darüber hinaus werden die äußere Oberfläche 17 am Fuß des Stiftteils 11 und die innere Oberfläche 27 und die Endfläche 28 an der Spitze des Muffenteils 21 mit einer Beschichtung 29 aus einer nichtmetallischen Substanz entsprechend der vergrößerten Ansicht in Fig. 3 beschichtet. Dementsprechend sind die Zwischenräume A und B von den Beschichtungen 16, 26, 19 und 29 aus der nichtmetallischen Substanz eingeschlossen.
Für eine derartige Beschichtung muß eine nichtmetallische Substanz gewählt werden, die eine ausreichend hohe Korrosionsbeständigkeit hat, um der korrosiven Arbeitsumgebung zu widerstehen. Aus kommerzieller Sicht kann für das Beschichtungsmateriai keine übermäßig kostspielige Substanz gewählt werden. Ein geeignetes Beschichtungsmaterial kann aus solchen Oxiden ausgewählt werden, wie TiO&sub2;, Al&sub2;O&sub3;, ZrO&sub2; und Cr&sub2;O&sub3;, aus solchen Nitriden wie TiN, AlN, ZrN und BN sowie aus solchen Carbiden wie TiC und ZrC, wie vorstehend erwähnt.
Die Beschichtung aus der nichtmetallischen Substanz kann mit jedem Verfahren aufgetragen werden, solange die vorgegebene Dicke erzielt werden kann. Beispielsweise können eingesetzt werden: Ionenplattieren, Sputtern, CVD (chemische Gasphasenabscheidung), Plasma-CVD und Sprühen. Die Beschichtung aus den nichtmetallischen Substanzen braucht nicht perfekt oder frei von solchen Fehlern zu sein, wie beispielsweise Risse und Poren. Die Beschichtung mit einigen solchen Fehlern ist praktisch solange akzeptabel, wie die Auflösung des metallischen Eisens unterhalb der gewünschten Grenze gehalten werden kann. Selbstverständlich wird jedoch angestrebt, derartige Fehler auf ein Minimum zu reduzieren, da größere Risse oder zu viele Fehler die inhibierende Wirkung auf die Spaltkorrosion beeinträchtigen können.
Eine ähnliche inhibierenden Wirkung auf die Spaltkorrosion kann selbst dann erzielt werden, wenn mehrere Oxide, Nitride und Carbide miteinander gemischt sind. Unter Berücksichtigung derartiger Faktoren wie Beschichtungsgeschwindigkeit und Kosten kann entweder eine Einkomponentenbeschichtung oder eine Mehrkomponentenbeschichtung gewählt werden. Eine Beschichtung innerhalb des vorgegebenen Schichtdickenbereichs von 1 bis 100 um kann entweder in einer einzelnen Schicht oder in mehrfachen Schichten ausgebildet werden. Mehrschichtige Beschichtungen sind in der Inhibierung der Spaltkorrosion wirksamer, da weniger Fehler in der Beschichtung der korrosiven Umgebung ausgesetzt sind.
Nachfolgend werden einige konkrete Beispiele von nichtmetallischen Beschichtungen und ihre Beständigkeit gegenüber Spaltkorrosion gegeben.
Die in der Tabelle 1 gezeigten hochlegierten Ölbohrungsverrohrungen werden mit Rohrverbindern mit Gewinde versehen. Nach dem Auftragen der in Tabelle 2 zusammengestellten nichtmetallischen Beschichtungen auf kritischen Abschnitten der Rohrverbinder mit Gewinde wurden die Rohre einem Korrosionstest unterzogen. Die Ölbohrungsverrohrungen hatten einen Außendurchmesser von 88,9 mm und eine Wandstärke von 6,45 mm. Die nichtmetallischen Beschichtungen wurden durch Sputtern aufgetragen.
Bei den Proben Nr. 1 bis 7 gemäß der vorliegenden Erfindung in Tabelle 1 und 2 wurden die Bereiche von den Dichtflächen bis zu den inneren Oberflächen des Rohrverbinders (an der Spitze des Stiftteils 11 und an dem Fuß des Muffenteils 21) beschichtet. Bei den Proben Nr.8 bis 12 gemäß der vorliegenden Erfindung wurden die Bereiche von den Dichtflächen bis zu den inneren Oberflächen des Rohrverbinders (an der Spitze des Stiftteils 11 und an dem Fuß des Muffenteils 21) und die Bereiche an dem äußeren Ende des Kohrverbinders (an dem Fuß des Stiftteils 11 und an der Spitze des Muffenteils 21) beschichtet. Bei der zum Vergleich getesteten Probe Nr. 14 wurden die Bereiche von den Dichtflächen bis zu den inneren Oberflächen des Rohrverbinders beschichtet, jedoch genügte die Beschichtung an den mit einem Sternchen (*) gekennzeichneten Stellen nicht den Anforderungen der vorliegenden Erfindung. Für Vergleichszwecke erhielten die Proben Nr. 13 und 15 bis 17 keine nichtmetallische Beschichtung.
Nachdem die Proben den in Tabelle 2 angegebenen korrosiven Umgebungen für einen Monat ausgesetzt worden waren, wurden sie in bezug auf das Auftreten von Spaltkorrosion an ihren Verbindungen untersucht. Die korrosiven Umgebungen in Tabelle 2 wurden in Abhängigkeit von der Korrosionsbeständigkeit der einzelnen getesteten hochlegierten Ölbohrungsverrohrungen ausgewählt.
Aus Tabelle 2 wird ersichtlich, daß an den Proben Nr. 1 bis 12, deren Verbindungszwischenräume erfindungsgemaß beschichtet wurden, keine Spaltkorrosion aufgetreten ist. Im Gegensatz dazu trat Spaltkorrosion an den Proben Nr. 13 und 15 bis 17 auf, da über den Abständen keine Schutzbeschichtung aufgetragen worden war, sowie an der Probe Nr. 14, da, obgleich eine Beschichtung aufgetragen worden ist, die Schichtdicke unzureichend war.
Die vorliegende Erfindung ist in keinerlei Weise auf die beschriebenen bevorzugten Ausführungsformen beschränkt. Der in Fig. 1 gezeigte Rohrverbinder mit Gewinde hat Dichtflächen, die sich über die Länge des Rohrs erstrecken. Die vorliegende Erfindung ist jedoch ebenfalls auf Rohrverbinder mit Gewinde auf solchen Rohren anwendbar, deren Dichtflächen senkrecht oder nahezu senkrecht zu ihner Längsrichtung orientiert sind. Der Rohrverbinder mit Gewinde nach Fig. 1 ist vom Typ des Kupplungsstücks, der das Stiftteil 11 auf dem Rohr 1 und das Muffenteil 21 auf dem als das Kupplungsstück 2 bekannten kürzeren Rohr aufweist. Die vorliegende Erfindung ist ebenfalls auf Rohrverbinder mit Gewinde vom einstücklgen Typ anwendbar (bei welchem die Verbindung mit Hilfe eines auf einem Rohrende geschnittenen Außengewindes und eines am anderen Ende geschnittenen Innengewindes ohne Verwendung eines Kupplungsstücks erzielt wird). Bei beiden Typen von Rohrverbindern mit Gewinde für hochlegierte Erdölbohrungsverrohrungen wird erfindungsgemäß eine hervorragende Beständigkeit gegen Spaltkorrosion erzielt.
Bei dem in Fig. 1 gezeigten Rohrverbinder mit Gewinde sind die Dichtflächen 13 und 23 und die inneren Oberflächen 15 und 25 an der Spitze des Stiftteils 11 und am Fuß des Muffenteils 21, die der korrodierenden Umgebung an der Innenseite des Rohrverbinders ausgesetzt sind, mit nichtmetallischen Beschichtungen 16 und 26 überzogen. Ebenfalls sind die Bereiche von der äußeren Oberfläche 17 am Fuß des Stiftteils 11 und der inneren Oberfläche 27 an der Spitze des Stiftteils 21 bis zu den Gewinden 12 und 22, die der korrodierenden Umgebung an den Außenseiten des Rohrverbinders ausgesetzt sind, mit nichtmetallischen Beschichtungen 19 und 29 überzogen. Nichtmetallische Beschichtungen können jedoch auch lediglich solche Abschnitte erhalten, die der korrosiven Umgebung an der Innenseite ausgesetzt sind. Die Gewinde 12 und 22 müssen ebenfalls nicht unbedingt beschichtet werden. Ob die nichtmetallische Beschichtung lediglich auf den Abschnitt aufgebracht wird, welcher der korrosiven Umgebung an der Innenseite eines Rohrs ausgesetzt ist, oder auf beiden der korrosiven Umgebung an den inneren und äußeren Seiten ausgesetzten Abschnitten, kann in Abhängigkeit von der Stärke der einzelnen korrosiven Umgebung und der Qualität der hochlegierten Ölbohrungsverrohrung ausgewählt werden. In der Regel ist die innere Seite der Ölbohrungsverrohrung einer stärker korrosiven Umgebung ausgesetzt. Daher muß die Beschichtung mindestens auf die Abschnitte aufgebracht werden, die der korrosiven Umgebung an der Innenseite ausgesetzt sind, nämlich die Dichtfläche 13, Endfläche 14 und innere Oberfläche 15 an der Spitze des Stiftteils 11 und die Dichtfläche 23, innere Endfläche 24 und die innere Oberfläche 25 an dem Fuß des Muffenteils 21. Es wird jedoch bevorzugt, die Beschichtung auch auf die Abschnitte aufzubringen, die der korrodierenden Umgebung an der Außenseite ausgesetzt sind, wo die Möglichkeit einer als Abschlußfluid von Öl- und Gasbohrungen (die Lösung, welche die Verrohrung umgibt) verwendeten konzentrierten Salzlösung (wie beispielsweise eine 38%ige Lösung von CaCl&sub2; oder eine 44%ige Lösung von NaBr) besteht, welche die äußere Seite des Gewindes korrodiert. Angesichts der Aufgabe der vorliegenden Erfindung braucht die nichtmetallische Beschichtung nicht auf die innere und/oder äußere Oberfläche der Ölbohrungsverrohrung selbst aufgebracht zu werden. Es kann jedoch einen komplizierten Prozeß erfordern, um das Beschichten auf die Zwischenräume zu beschränken und die inneren und/oder äußeren Oberflächen der Verrohrung selbst zu vermeiden. Der Beschichtungsbereich kann daher die innere und/oder äußere Oberfläche in der Nähe jedes Endes der Verrohrung selbst umfassen. Rohrverbinder mit Gewinde für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen, bei denen die Beschichtung nicht nur auf die Zwischenraumflächen, sondern auch noch anderswo aufgetragen wird, gehören daher zum Gegenstand der vorliegenden Erfindung. Tabelle 1 Hauptbestandteile der hochlegierten Ölbohrungsverrohrung in Gewichtsprozent sonstige I) erfindungsgemäße Proben II) getestete Vergleichsproben Tabelle 2 nichtmetallische Beschichtungen Korrosionstestbedingungen beschichtete Stelle Beschichtungsmat. und -dicke Teildruck H&sub2;S (atm) Konzentration NaCl (%) Auftreten der Spaltkorrosion Innenseite der Dichtfläche keine Innenseite d.Dichtfläche (I) erfindungsgemäße Proben (II) getestete Vergleichsproben o: keine Spaltkorrosion, Δ: leichte Spaltkorrosion, x: schwere Spaltkorrosion

Claims

1. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen mit hoher Rißkorrosionsbeständigkeit und einem Cr-Gehalt von nicht weniger als 7.5 Gew.-%, welcher einen Stiftteil (11) und einen Muffenteil (21) mit aneinander angepaßten Gewinden (12, 22) aufweist, wobei beide Teile (11, 21) miteinander in Kontakt bringbare Dichtflächen (13, 23) aufweisen; dadurch gekennzeichnet, daß

die Dichtflächen (13, 23) und die der korrosiven Umgebung direkt ausgesetzten Endabschnitte des Stiftteils und des Muffenteils mit einer Beschichtung (16, 26) mit einer Dicke von 1 bis 100 um bedeckt sind, die aus Oxidkeramik, Nitridkeramik und/oder Carbidkeramik besteht.

2. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, wobei die Beschichtung (16, 26) auf die Dichtfläche (13), Endfläche (14) und innere Oberfläche (15) an der Spitze des Stiftteils (11) und auf die Dichtfläche (23), innere Endfläche (24) und innere Oberfläche (25) am Fuß des Muffenteils (21) aufgebracht ist.

3. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, wobei die Beschichtung auf die Dichtfläche (13), Endfläche (14), innere Oberfläche (15) an der Spitze und äußere Oberfläche (17) am Fuß des Stiftteils (11) und auf die Dichtfläche (23), innere Endfläche (24), innere Oberfläche (25) am Fuß, innere Oberfläche (27) an der Spitze und Innenfläche (28) des Muffenteils (21) aufgebracht ist.

14. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Oxidkeramik aus TiO&sub2;, Al&sub2;O&sub3;, ZrO&sub2; oder Cr&sub2;O&sub3; besteht.

5. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Oxidkeramik aus einem Gemisch von mindestens zwei aus der aus TiO&sub2;, Al&sub2;O&sub3;, ZrO&sub2; und Cr&sub2;O&sub3; bestehenden Gruppe ausgewählten Stoffen besteht.

6. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Beschichtung in mehreren Schichten vorgesehen ist, wobei jede Schicht aus TiO&sub2;, Al&sub2;O&sub3;, ZrO&sub2; oder Cr&sub2;O&sub3; und/oder einem Gemisch von mindestens zwei aus der aus TiO&sub2;, Al&sub2;O&sub3;, ZrO&sub2; und Cr&sub2;O&sub3; bestehenden Gruppe ausgewählten Stoffen besteht.

7. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Nitridkeramik aus TiN, AlN, ZrN oder BN besteht.

8. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Nitridkeramik aus einem Gemisch von mindestens zwei aus der aus TiN, AlN, ZrN und BN bestehenden Gruppe ausgewählten Stoffen besteht.

9. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Beschichtung in mehreren Schichten vorgesehen ist, wobei jede Schicht aus TiN, AlN, ZrN oder BN und/oder einem Gemisch von mindestens zwei aus der aus TiN, AlN, ZrN und BN bestehenden Gruppe ausgewählten Stoffen besteht.

10. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Carbidkeramik aus TiC oder ZrC besteht.

11. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Carbidkeramik aus einem Gemisch von TiC und ZrC besteht.

12. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, wobei die Beschichtung in mehreren Schichten vorgesehen ist, wobei jede Schicht aus Tic oder ZrC und/oder einem Gemisch von TiC und ZrC besteht.

13. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß den Ansprüchen 1 bis 12, wobei die aus einem hochlegierten Stahl bestehende Ölbohrungsverrohrung folgende Bestandteile in Gew.-% enthält:

(a) Cr: 7.5 - 14.0 %, C: max. 0.25 %, Si: max. 1 %, Mn: max. 2.5 %, P: max. 0.004 %, S: max. 0.02 %, und Al: max. 0.15 %;

mindestens einen der folgenden Bestandteile (b) und (c);

(b) mindestens einen der Bestandteile Ni: max. 4 %, Mo: max. 2.5 %, und Cu: max. 1 %;

(c) N: max. 0.12 %; und

Fe und übliche zugehörige Verunreinigungen.

14. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß den Ansprüchen 1 bis 12, wobei die aus einem hochlegierten Stahl bestehende Ölbohrungsverrohrung folgende Bestandteile in Gew.-% aufweist:

(a) Cr: 18.5 - 28.0 %, Ni: 4.5 - 9.5 %, Mo: 2.5 - 5.5 %, C: max. 0.12 %, Si: max. 1 %, Mn: max. 2.5 %, P: max. 0.004 %, und S: max. 0.02 %;

mindestens einen der folgenden Bestandteile (b) und (c);

(b) Cu: max. 1 %;

(c) N: max. 0.20 %; und

Fe und übliche zugehörige Verunreinigungen.

15. Verbinder für hochlegierte Ölbohrungsverrohrungen gemäß den Ansprüchen 1 bis 12, wobei die aus einem hochlegierten Stahl bestehende Ölbohrungsverrohrung folgende Bestandteile in Gew.-% enthält:

(a) Cr: 14.5 - 28.0 %, Ni: 20 - 62 %, Mo: 2.5 - 18 %, C: max. 0.12 %, Si: max. 1 %, Mn: max. 2.5 %, P: max. 0.004 % und S: max. 0.02 %;

mindestens einen der folgenden Bestandteile (b) und (c):

(b) mindestens einen der Bestandteile Cu: max. 1 %, Ti: max. 1.5 %, Nb: max. 5 %, und Ca: max. 0.02 %;

(c) N: max. 0.3 %; und

Fe und übliche zugehörige Verunreinigungen.