RU2357066C2 - Насосно-компрессорная труба - Google Patents
Насосно-компрессорная труба Download PDFInfo
- Publication number
- RU2357066C2 RU2357066C2 RU2007105155/03A RU2007105155A RU2357066C2 RU 2357066 C2 RU2357066 C2 RU 2357066C2 RU 2007105155/03 A RU2007105155/03 A RU 2007105155/03A RU 2007105155 A RU2007105155 A RU 2007105155A RU 2357066 C2 RU2357066 C2 RU 2357066C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coating
- tubing
- corrosion
- resistance
- content
- Prior art date
Links
Landscapes
- Coating By Spraying Or Casting (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к устройствам для добычи нефти, газа и газового конденсата из скважин, а именно к насосно-компрессорным трубам (НКТ). Техническим результатом является повышение коррозионной стойкости и износостойкости НКТ. На наружную поверхность НКТ наносят покрытие, выполненное в виде напыленного слоя, при этом покрытие включает в себя: углерод (С), молибден (Мо), кремний (Si), никель (Ni), медь (Cu), хром (Cr), бор (В), марганец (Mn), окись алюминия (Al2О3), железо (Fe), при следующем соотношении компонентов, мас.%: С - 1,3÷2,0; Мо - 4,0÷5,0; Si - 0,5÷1,5; Ni - 11÷20; Cu - 0,01÷0,50; Cr - 23÷32; В - 0,001÷0,1; Mn - 0,4÷1,2; Al2О3 - 0,1÷5; Fe - остальное. 1 ил.
Description
Изобретение относится к устройствам для добычи нефти, газа и газового конденсата, преимущественно к насосно-компрессорным трубам, применяемым в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спускоподъемных работ.
Современное состояние нефтедобывающей промышленности характеризуется существенным ухудшением эксплуатационных условий скважинного оборудования.
Факторов, влияющих на работу установок электрических центробежных насосных (УНЦН) и связанных с ними насосно-компрессорных труб, очень много: начиная от конструкций скважины и насоса и заканчивая процессами, проходящими в самом пласту. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы оборудования для добычи и транспортировки нефти и газа. В связи с этим становятся актуальными разработки, направленные на повышение показателей эффективности нефтегазодобывающего и транспортирующего оборудования.
К основным осложняющим факторам, приводящим к снижению эффективности работы нефтегазодобывающего и транспортирующего оборудования можно отнести: газ, вода, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости, наличие в пластовой жидкости агрессивных веществ, в частности сероводорода, и т.д.
Вследствие того что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть от общего периода, влияние воды на работу нефтегазодобывающего оборудования, в том числе и на работу колонны насосно-компрессорных труб, начинается практически с момента начала работы скважины. Доля воды в пластовой жидкости в настоящее время в подавляющем большинстве месторождений достигает от 90 до 99%. Столь высокое содержание воды в пластовой жидкости приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации скважин.
Высокая степень минерализации пластовой жидкости, повышенное содержание сероводорода в ней, а также наличие сульфатредуцирующих и других бактерий приводит к интенсивной коррозии нефтегазодобывающего и транспортирующего оборудования.
Сочетание воздействия высокой агрессивности пластовой жидкости и электрического тока при работе насосных установок приводит к возникновению электрохимической коррозии металла как самих насосных установок, так и колонны насосно-компрессорных труб. При этом зачастую скорость электрохимической коррозии значительно превышает скорость химической коррозии.
В процессе спуска и подъема колонны насосно-компрессорных труб происходит трение ее поверхности о поверхность обсадной колонны. Вследствие кривизны скважин и наличия стыков труб происходит интенсивный локальный износ поверхности насосно-компрессорных труб. Кроме того, при работе центробежной насосной установки, закрепленной на нижней части колонны насосно-компрессорных труб, возникает вибрация. Эта вибрация передается на всю колонну насосно-компрессорных труб. В результате вибрации происходит трение насосно-компрессорных труб об обсадную трубу. Все это приводит к абразивному износу поверхности насосно-компрессорных труб. Все это усиливает эффект коррозии насосно-компрессорных труб.
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 к отслаиванию. Малейших несплошностей 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.
Известны технические решения, которые направлены на повышение коррозионной стойкости, износостойкости и, как следствие, повышение надежности нефтегазодобывающего и транспортирующего оборудования, в частности насосно-компрессорных труб (см. например, RU 46031 U1, 10.06).
В известном техническом решении, в частности, предлагается на наружную поверхность насосно-компрессорных труб наносить покрытие, выполненное в виде напыленного слоя на основе легированной стали, включающее в первом варианте Fe, Cr, Ni, Si, Мо, С, во втором варианте Cr, Ni, Si, В, С, в третьем варианте Fe, Cr, Мо в определенных соотношениях (мас.%), обеспечивающее повышение коррозионной стойкости поверхностным слоям.
Однако все эти технические решения не обеспечивают в достаточной степени повышение коррозионной стойкости, износостойкости, герметичности поверхностного слоя насосно-компрессорных труб.
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является следующее:
1. Повышение коррозионной стойкости насосно-компрессорных труб.
2. Защита от электрохимической коррозии насосно-компрессорных труб.
3. Повышение износостойкости насосно-компрессорных труб.
4. Повышение стойкости к эрозионному износу насосно-компрессорных труб.
5. Повышение КПД оборудования для добычи и транспортировки нефти.
Поставленная задача решается следующим образом.
На наружную поверхность насосно-компрессорной трубы нанесено покрытие, выполненное в виде напыленного слоя, при этом покрытие включает в себя: углерод (С), молибден (Мо), кремний (Si), никель (Ni), медь (Cu), хром (Cr), бор (В), марганец (Mn), окись алюминия (Al2О3), железо (Fe), при следующем соотношении компонентов, мас.%: С - 1,3÷2,0, Мо - 4,0÷5,0, Si - 0,5÷1,5, Ni - 11÷20, Cu - 0,01÷0,50, Cr - 23÷32, В - 0,001÷0,1, Mn - 0,4÷1,2, Al2О3 - 0,1÷5, Fe - остальное.
Изобретение поясняется чертежом, где показан фрагмент насосно-компрессорной трубы.
На указанной фигуре обозначены следующие позиции:
1) насосно-компрессорная труба;
2) поверхность насосно-компрессорной трубы, на которую наносится покрытие;
3) покрытие насосно-компрессорной трубы.
Покрытие с указанными ингредиентами, благодаря своей сверхвысокой плотности и исключительной коррозионной стойкости, надежно защищает проточную часть насосно-компрессорной трубы от коррозии и износостойкости, в частности от воздействия сероводорода.
Упомянутое покрытие обладает комплексом необходимых свойств для надежного обеспечения высокой герметичности колонны насосно-компрессорных труб в течение длительного периода ее эксплуатации. К этому комплексу свойств покрытия относятся:
1) высокая гидроабразивная износостойкость;
2) высокая абразивная износостойкость;
3) высокая стойкость к эрозионному износу;
4) высокая коррозионная стойкость;
5) высокая стойкость к электрохимической коррозии;
6) высокая теплостойкость покрытия;
7) высокая адгезия покрытия;
8) высокая когезия покрытия;
9) высокая плотность покрытия;
10) высокая эластичность покрытия.
Вышеперечисленный комплекс свойств предлагаемого покрытия позволяет обеспечить надежную работу колонны насосно-компрессорных труб в особо тяжелых реальных условиях ее эксплуатации с учетом вибрации колонны. В процессе спуска и подъема колонны насосно-компрессорных труб обеспечивается идеальная герметичность покрытия. Это позволяет продлить срок эксплуатации колонны насосно-компрессорных труб в три-пять раз по отношению к известным аналогам защитных покрытий.
Обоснование химического состава покрытия и процентного содержания легирующих элементов
Углерод - обеспечивает повышение твердости покрытия. Увеличение содержания углерода в покрытии выше верхнего заданного покрытия приводит к охрупчиванию покрытия и соответственно к появлению микротрещин в покрытии. В результате нарушается герметичность покрытия. Снижение содержания углерода ниже заданного нижнего предела влечет за собой снижение твердости и износостойкости покрытия, что также (при спуске и подъеме колоны НКТ) приводит к нарушению герметичности покрытия.
Молибден - повышает коррозионную стойкость покрытия в среде сероводорода и увеличивает твердость покрытия. С уменьшением процентного содержания молибдена ниже нижнего заданного предела приводит к существенному снижению коррозионной стойкости покрытия в среде сероводорода. Увеличение содержания молибдена выше верхнего заданного предела влечет к образованию карбидной фазы и охрупчиванию покрытия.
Кремний - увеличивает жидкотекучесть материала покрытия в процессе его нанесения. В результате введения кремния в покрытие обеспечивается хорошая равномерность покрытия, высокий коэффициент использования материала, высокая плотность покрытия. Снижение содержания кремния ниже нижнего заданного предела приводит к существенному снижению коэффициента использования покрытия и ухудшению его равномерности. Повышение содержания кремния выше верхнего заданного предела чрезмерно повышает жидкотекучесть материала покрытия в процессе его нанесения на изделие. Это, в свою очередь, приводит к стеканию материала с поверхности изделия и, соответственно, к существенному ухудшению равномерности нанесенного покрытия и его сплошности.
Никель - повышает коррозионную стойкость и механические свойства материала покрытия. Никель в сочетании с медью, молибденом, хромом и железом обеспечивает очень высокую коррозионную стойкость. Снижение содержания никеля ниже нижнего заданного предела приводит к существенному увеличению скорости коррозии в среде сероводорода. Так (по экспериментальным данным) уменьшение содержания никеля до 7-8% приводит к увеличению скорости коррозии от 3 до 5 раз. При увеличении содержания никеля выше верхнего заданного предела эффект повышения коррозионной стойкости покрытия снижается.
Хром - главный химический элемент, повышающий коррозионную стойкость покрытия. Снижение содержания хрома ниже нижнего заданного предела не обеспечивает достаточной коррозионной стойкости покрытия в среде сероводорода. С повышением же содержания хрома выше верхнего заданного предела увеличение коррозионной стойкости происходит менее заметно. Однако при этом наблюдается существенное охрупчивание покрытия за счет образования карбида хрома.
Бор - значительно повышает износостойкость и твердость покрытия. В указанном диапазоне содержания бора обеспечивается оптимальное сочетание износостойкости и твердости покрытия без эффекта охрупчивания покрытия.
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. Нижний предел содержания марганца обусловлен необходимостью удовлетворительного раскисления материала покрытия. При увеличении содержания марганца выше верхнего заданного предела из-за высокого содержания углерода приводит к охрупчиванию покрытия.
Алюминий - снижает электрохимический потенциал покрытия по отношению к корпусу изделия, в результате улучшается стойкость 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. Нижний предел содержания Al2О3 обусловлен минимальным его содержанием в порошке, при котором обеспечивается надежная бомбардировка поверхности изделия с целью повышения адгезии. Верхний предел содержания Al2О3 обусловлен максимальной производительностью нанесения покрытия и максимальным коэффициентом использования материала.
Медь - повышает плотность покрытия (герметичность). Однако чрезмерное повышение содержания меди приводит к заметному усилению электрохимической коррозии.
Железо - основа.
Толщина рабочего слоя покрытия диктуется, с одной стороны, требуемым ресурсом по коррозионной стойкости и износостойкости, а с другой стороны, экономической целесообразностью. Чем большая требуется коррозионная стойкость покрытия и, соответственно, его ресурс, тем большая выбирается толщина покрытия. Для сред с низкой агрессивностью выбирается минимальная толщина покрытия.
Для обеспечения повышенной стойкости к электрохимической коррозии в особо агрессивных средах (с повышенным содержанием сероводорода) выбирается увеличенная толщина покрытия.
Вышеперечисленные факторы, вследствие значительного снижения скорости коррозии насосно-компрессорных труб, обеспечивают значительное увеличение наработки на отказ нефтегазодобывающего оборудования и, следовательно, снижают число ремонтов скважин, количество спусков и подъемов оборудования.
Claims (1)
- Насосно-компрессорная труба, на наружную поверхность которой нанесено покрытие, выполненное в виде напыленного слоя, отличающаяся тем, что покрытие включает в себя: С, Мо, Si, Ni, Cu, Cr, В, Mn, Al2О3, Fe, при следующем соотношении компонентов, мас.%: С - 1,3÷2,0; Мо - 4,0÷5,0; Si - 0,5÷1,5; Ni - 11÷20; Cu - 0,01÷0,10; Cr - 23÷32; В - 0,001÷0,1; Mn - 0,4÷1,2; Al2О3 - 0,1÷5; Fe - остальное.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007105155/03A RU2357066C2 (ru) | 2007-02-12 | 2007-02-12 | Насосно-компрессорная труба |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007105155/03A RU2357066C2 (ru) | 2007-02-12 | 2007-02-12 | Насосно-компрессорная труба |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007105155A RU2007105155A (ru) | 2008-09-10 |
| RU2357066C2 true RU2357066C2 (ru) | 2009-05-27 |
Family
ID=39866238
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007105155/03A RU2357066C2 (ru) | 2007-02-12 | 2007-02-12 | Насосно-компрессорная труба |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2357066C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102704863A (zh) * | 2012-06-20 | 2012-10-03 | 中国石油天然气集团公司 | 防热裂钻杆内螺纹接头及其制备方法 |
| RU2534134C2 (ru) * | 2012-02-17 | 2014-11-27 | Лев Клавдианович Жариков | Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии |
| US20160053358A1 (en) * | 2012-08-28 | 2016-02-25 | Nippon Steel & Sumitomo Metal Corporation | Piercing plug and manufacturing method of piercing plug |
-
2007
- 2007-02-12 RU RU2007105155/03A patent/RU2357066C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534134C2 (ru) * | 2012-02-17 | 2014-11-27 | Лев Клавдианович Жариков | Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии |
| CN102704863A (zh) * | 2012-06-20 | 2012-10-03 | 中国石油天然气集团公司 | 防热裂钻杆内螺纹接头及其制备方法 |
| US20160053358A1 (en) * | 2012-08-28 | 2016-02-25 | Nippon Steel & Sumitomo Metal Corporation | Piercing plug and manufacturing method of piercing plug |
| US10300513B2 (en) * | 2012-08-28 | 2019-05-28 | Nippon Steel & Sumitomo Metal Corporation | Piercing plug and manufacturing method of piercing plug |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007105155A (ru) | 2008-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2357066C2 (ru) | Насосно-компрессорная труба | |
| CN102747365A (zh) | 一种具有耐磨耐蚀衬层的钢管制备方法 | |
| CN103967425A (zh) | 一种全涂层覆盖的耐磨耐腐蚀双金属复合油管 | |
| CN101638788A (zh) | 铜表面抗氧化、耐磨层制备工艺 | |
| CN103090118A (zh) | 一种耐磨耐腐蚀合金涂层细长复合管及其生产方法 | |
| Wei et al. | Comparison on long-term corrosion performance of WC-CoCr and Al2O3-TiO2 ceramic coatings in sulphide-containing 3.5 wt% NaCl solution | |
| Sharma et al. | Micro and nano ceramic-metal composite coatings by thermal spray process to control slurry erosion in hydroturbine steel: an overview | |
| RU72262U1 (ru) | Насосно-компрессорная труба | |
| JPS5941492A (ja) | 特に地下採鉱作業等において使用するための作業シリンダのピストンロツド上に耐腐食性でかつ耐摩耗性の被覆層を形成するための方法およびこの方法で形成された被覆層を備えた作業シリンダ | |
| Singh et al. | Erosion wear characteristics of HVOF Sprayed WC-Co-Cr and CoNiCrAlY coatings on IS-2062 structural steel | |
| RU68577U1 (ru) | Корпус элемента погружной установки для добычи нефти | |
| Knyazeva et al. | Using metal-sprayed coatings to protect submersible electric pump motors from the impact of complicating factors in oil wells | |
| CN214368384U (zh) | 石化机械焊接法兰 | |
| CN203114187U (zh) | 一种全涂层覆盖的耐磨耐腐蚀双金属复合油管 | |
| Jiang et al. | The effect of immersion time on corrosion performance of the Al2O3-40TiO2 and WC-10Co-4Cr coatings in 3.5 wt.% NaCl solution | |
| Benhaddad et al. | Role of microstructure in sucker rod string failures in oil well production | |
| RU2293171C1 (ru) | Корпус элемента погружной установки для добычи нефти | |
| CN104532181A (zh) | 钢铁材料表面制备等离子多元共渗钴基耐海水冲刷腐蚀合金层的新方法 | |
| RU53356U1 (ru) | Плунжер погружного штангового насоса | |
| CN207093350U (zh) | 一种钨合金防腐抽油泵 | |
| CN105201415B (zh) | 耐硫化氢腐蚀抽油杆及抽油光杆 | |
| Smith et al. | Reducing effects of corrosion and erosion | |
| RU68615U1 (ru) | Ступень (рабочий орган) погружного многоступенчатого насоса | |
| CN212225189U (zh) | 一种石油开采用耐腐蚀效果好的筛管 | |
| Zhao et al. | Route to optimize temporary seal for downhole dissolvable magnesium plug application in HT: Failure analysis and learnings |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180213 |