RU2293171C1 - Корпус элемента погружной установки для добычи нефти - Google Patents
Корпус элемента погружной установки для добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2293171C1 RU2293171C1 RU2005124044/03A RU2005124044A RU2293171C1 RU 2293171 C1 RU2293171 C1 RU 2293171C1 RU 2005124044/03 A RU2005124044/03 A RU 2005124044/03A RU 2005124044 A RU2005124044 A RU 2005124044A RU 2293171 C1 RU2293171 C1 RU 2293171C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- weight
- coating
- oil production
- powder
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к устройствам для добычи нефти и нефтяных жидкостей из скважин, преимущественно к погружным центробежным насосам и электродвигателям. Элемент погружной установки для добычи нефти включает цилиндрический корпус из конструкционной стали с нанесенным на его наружную поверхность покрытием, выполненным посредством напыления порошка с гранулометрическим составом от 10 до 63 мкм, при этом использован порошок со следующим химическим составом, мас.%: углерод - 1,3÷2,0, молибден - 4,0÷5,0, кремний - 0,5÷1,5, никель - 14,0÷20,0, хром - 23,0÷32,0, бор - 0,001÷0,1, марганец - 0,4÷1,2, окись алюминия Al2О3 - 5÷25, железо (основа) - остальное. Толщина покрытия ограничена диапазоном от 100 до 500 мкм. Технический результат - повышение коррозионной стойкости элементов погружной установки, их износостойкости, эластичности покрытия, защиты от электрохимической коррозии, микротвердости покрытия. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к устройствам для добычи нефти и нефтяных жидкостей из скважин, преимущественно к погружным центробежным насосам, электродвигателям и насосно-компрессорным трубам.
В процессе опускания в скважину погружного оборудования для добычи нефти (насосов, электродвигателей, гидрозащиты и т.д.) их наружные поверхности интенсивно трутся об обсадную трубу скважины. Глубина скважин достигает нескольких километров. Скважина имеет очень много изгибов. В результате опускания погружного оборудования происходит интенсивное истирание его наружной поверхности. Кроме того, внутри кривой обсадной трубы происходят многократные изгибы (упругое деформирование) погружного оборудования. При этом лакокрасочные покрытия и хрупкие (в том числе толстые) металлические покрытия не выдерживают таких нагрузок - истираются, трескаются, отслаиваются. Таким образом нарушается их герметичность.
Внутри скважины находится пластовая жидкость. Пластовая жидкость в зависимости от ее состава имеет различную агрессивность. Особенно высокой агрессивностью обладают скважины, содержащие сероводород. Чем выше содержание сероводорода, тем агрессивнее среда.
Корпуса погружного оборудования в таких скважинах начинают интенсивно коррозировать. Срок эксплуатации оборудования без покрытия до появления сквозных дырок измеряется от года до двух недель.
Наиболее интенсивная коррозия происходит на корпусе электродвигателя. Это процесс электрохимической коррозии.
Защита от коррозии путем применения лакокрасочных покрытий в данном случае результатов не дает, поскольку в процессе опускания оборудования в скважину оно практически полностью обдирается.
Известен корпус элемента погружной установки для добычи нефти в виде плунжера погружного штангового насоса, содержащий цилиндрическую трубу из конструкционной стали с нанесенным на нее наружную поверхность покрытием из азотированного материала (см. RU 2122103, 20.11.1998).
Такое покрытие повышает износостойкость наружной поверхности корпуса, однако коррозионная стойкость такой поверхности остается низкой, что снижает ресурс работы погружной установки в агрессивной среде.
Защита от коррозии путем применения металлических покрытий является наиболее эффективной. При этом металлические покрытия должны обладать высокой плотностью, высокой адгезией, низким электрохимическим потенциалом по отношению к корпусу оборудования, высокой коррозионной стойкостью, высокой твердостью и износостойкостью, высокой эластичностью. Совокупность перечисленных свойств обеспечивает надежную коррозионную защиту покрытия в скважине.
В то же время, использование металлических покрытий, не отвечающих перечисленным требованиям не обеспечивает надежной защиты от коррозии. Например, применение утолщенных и хрупких покрытий приводит к их растрескиванию и даже отслаиванию. Малейшей несплошности покрытия (микротрещины, язвы, сквозные поры дыры и т.д.) достаточно, чтобы началась интенсивная коррозия всего корпуса оборудования. При этом в зависимости от электрохимического потенциала процесс коррозии может быть еще более интенсивным по сравнению с оборудованием без металлического покрытия.
Техническая задача, на которую направлено заявленное изобретение - повышение коррозионной стойкости элементов погружной установки, их износостойкости, повышение эластичности покрытия, улучшения защиты от электрохимической коррозии, повышение микротвердости покрытия.
Поставленная задача решается тем, что элемент погружной установки для добычи нефти включает цилиндрический корпус из конструкционной стали с нанесенным на его наружную поверхность покрытием, которое выполнено посредством напыления порошка с гранулометрическим составом от 10 до 63 мкм, при этом использован порошок со следующим химическим составом в указанных процентных соотношениях по массе:
| углерод | 1,3÷2,0 |
| молибден | 4,0÷5,0 |
| кремний | 0,5÷1,5 |
| никель | 14,0÷20,0 |
| хром | 23,0÷32,0 |
| бор | 0,001÷0,1 |
| марганец | 0,4÷1,2 |
| окись алюминия (Al2О3) | 5÷25 |
| железо (основа) | остальное |
Кроме того, толщина покрытия элемента погружной установки для добычи нефти ограничена диапазоном от 100 до 500 мкм.
Заявленное изобретение поясняется чертежом, на котором показан продольный разрез корпуса элемента погружной установки для добычи нефти.
Корпус элемента погружной установки для добычи нефти содержит цилиндрическую трубу 1 из конструкционной стали с нанесенным на ее наружную поверхность 2 покрытием в виде напыленного слоя 3, включающего, мас.%: углерод - 2,0, молибден - 4,5, кремний - 1,5, никель - 14,0, хром - 23,0, бор -0,1, марганец - 1,2, окись алюминия (Al2О3) - 25, железо (основа) - 28,7.
Толщина покрытия 3 выбрана равной 300 мкм.
Примененный в используемом покрытии, в частности, марганец - раскисляет материал покрытия в процессе распыления порошка, при этом снижается температура плавления порошка и, как следствие, достигается большая эластичность покрытия, повышается адгезия покрытия и его плотность, алюминий - снижает электрохимический потенциал покрытия по отношению к корпусу оборудования, в результате значительно улучшается коррозионная стойкость покрытия, бор - значительно повышает твердость и износостойкость покрытия, остальные компоненты покрытия также способствуют повышению его износостойкости, прочности и степени защиты от коррозии.
Применение порошка с гранулометрическим составом от 10 до 63 мкм обеспечивает высокую плотность покрытия, высокую адгезию покрытия, высокую эластичность покрытия.
Использование смеси металлического порошка с Al2О3 обеспечивает в процессе напыления интенсивную бомбардировку напыляемой поверхности, ее упрочнение наклепом непосредственно в процессе нанесения покрытия и тем самым достигается значительное повышение адгезии и когезии. Кроме того, частично внедренные в материал покрытия мелкие частицы Al2О3 повышают твердость и износостойкость покрытия.
Claims (2)
1. Элемент погружной установки для добычи нефти, включающий цилиндрический корпус из конструкционной стали с нанесенным на его наружную поверхность покрытием, отличающийся тем, что покрытие выполнено посредством напыления порошка гранулометрическим составом от 10 до 63 мкм, при этом использован порошок со следующим химическим составом, %:
2. Элемент погружной установки для добычи нефти по п.1, отличающийся тем, что толщина покрытия ограничена диапазоном от 100 до 500 мкм.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005124044/03A RU2293171C1 (ru) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Корпус элемента погружной установки для добычи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005124044/03A RU2293171C1 (ru) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Корпус элемента погружной установки для добычи нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2293171C1 true RU2293171C1 (ru) | 2007-02-10 |
Family
ID=37862586
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005124044/03A RU2293171C1 (ru) | 2005-07-28 | 2005-07-28 | Корпус элемента погружной установки для добычи нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2293171C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2734201C1 (ru) * | 2019-08-06 | 2020-10-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Самара" | Способ защиты от коррозии погружного насосного агрегата путем футеровки наружной поверхности его узлов |
-
2005
- 2005-07-28 RU RU2005124044/03A patent/RU2293171C1/ru active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2734201C1 (ru) * | 2019-08-06 | 2020-10-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Самара" | Способ защиты от коррозии погружного насосного агрегата путем футеровки наружной поверхности его узлов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4687715B2 (ja) | 鋼管用ねじ継手 | |
| CA2563213C (en) | Threaded joint for steel pipe and process for producing the same | |
| CA1238352A (en) | Oil well pipe joint | |
| US20150322559A1 (en) | Multilayer coatings systems and methods | |
| US5395221A (en) | Carbide or boride coated rotor for a positive displacement motor or pump | |
| CN102329553B (zh) | 油井管防偏磨粉末涂料 | |
| CN102676048B (zh) | 聚苯硫醚改性涂料及其应用 | |
| CN101709812B (zh) | 一种涂覆陶瓷绝缘涂层的金属法兰及其制备方法 | |
| RU2293171C1 (ru) | Корпус элемента погружной установки для добычи нефти | |
| CN102963068A (zh) | 一种耐高温强酸的防腐涂层 | |
| RU69139U1 (ru) | Корпус узла установки погружных центробежных насосов для добычи нефти | |
| CN113883341B (zh) | 一种耐磨耐蚀石油管道及其制备方法 | |
| RU2382908C1 (ru) | Способ изготовления рабочего органа ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти | |
| RU2357066C2 (ru) | Насосно-компрессорная труба | |
| CN214368384U (zh) | 石化机械焊接法兰 | |
| JP2007524045A (ja) | ニッケル−燐コーティングを有するころがり軸受 | |
| CN102808744A (zh) | 一种风力发电机组法兰及法兰的耐磨涂层工艺 | |
| RU78880U1 (ru) | Плунжер насоса высокого давления нефтегазопромысловой установки | |
| CN111334106A (zh) | 一种耐水耐盐的防腐蚀涂料 | |
| RU69140U1 (ru) | Корпус узла установки погружных центробежных насосов для добычи нефти | |
| CN207093350U (zh) | 一种钨合金防腐抽油泵 | |
| CN107387751A (zh) | 耐腐蚀的陶瓷活塞杆 | |
| CN2900763Y (zh) | 纳米防腐抽油杆 | |
| Zhuk | Use of hard metal coatings to extend the life of elastomeric seals | |
| CN117443694B (zh) | 针对连接器结构件的特氟龙涂层优化处理方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20070510 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201117 Effective date: 20201117 |