RU86222U1

RU86222U1 - PUMP COMPRESSOR PIPE

Info

Publication number: RU86222U1
Application number: RU2009111359/22U
Authority: RU
Inventors: Александр Георгиевич Чуйко; Кирилл Александрович Чуйко; Анастасия Александровна Чуйко; Андрей Юрьевич Швецов; Александр Витальевич Жемков
Original assignee: Александр Георгиевич Чуйко
Priority date: 2009-03-30
Filing date: 2009-03-30
Publication date: 2009-08-27

Abstract

1. Насосно-компрессорная труба, на внутренней поверхности которой сформировано защитное покрытие, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности сформирован по меньшей мере один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%, а толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм. ! 2. Насосно-компрессорная труба по п.1, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности трубы формируют несколько слоев указанного покрытия. ! 3. Насосно-компрессорная труба по п.1 или 2, отличающаяся тем, что она выполнена с наружной резьбой под муфту. ! 4. Насосно-компрессорная труба по п.3, отличающаяся тем, что на упомянутую резьбу нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы. ! 5. Насосно-компрессорная труба по п.3, отличающаяся тем, что она снабжена муфтой, на резьбу которой нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.1. A tubing, on the inner surface of which a protective coating is formed, characterized in that at least one layer of a polyurethane coating containing urea groups is formed on the inner surface, the mass fraction of which in the coating is from 6 to 14%, and the coating thickness limited to a range of 10 to 500 microns. ! 2. The tubing according to claim 1, characterized in that several layers of said coating are formed on the inner surface of the pipe. ! 3. The tubing according to claim 1 or 2, characterized in that it is made with an external thread for the coupling. ! 4. The tubing according to claim 3, characterized in that a coating similar to said pipe coating is applied to said thread. ! 5. The tubing according to claim 3, characterized in that it is equipped with a sleeve, the thread of which is coated similar to said pipe coating.

Description

Полезная модель предназначена для использования в нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно для комплексной защиты скважинного оборудования от агрессивного воздействия рабочей среды. В частности полезная модель относится к защите насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, асфальто-смолопарафиновых и солевых отложений. Полезная модель также предназначена для увеличения износостойкости и коррозионной стойкости резьбы НКТ, повышения герметичности резьбовых соединений колонны НКТ в диапазоне рабочих давлений до 105 МПа и температуры рабочей среды от минус 70 до плюс 150..200°С.The utility model is intended for use in the oil and gas industry, primarily for comprehensive protection of downhole equipment from the aggressive effects of the working environment. In particular, the utility model relates to the protection of tubing from corrosion, abrasive and hydroabrasive wear, asphalt-resin-paraffin and salt deposits. The utility model is also intended to increase the wear and corrosion resistance of the tubing thread, to increase the tightness of the threaded joints of the tubing string in the range of working pressures up to 105 MPa and the temperature of the working medium from minus 70 to plus 150..200 ° С.

Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение последнего времени наблюдается существенное ухудшение эксплуатационных условий скважинного оборудования. Основными осложняющими факторами, влияющими на работу погружного оборудования для добычи нефти и связанными с ними колоннами насосно-компрессорных труб, являются: повышенное содержание в пластовой жидкости воды и газа; высокая минерализация перекачиваемой пластовой жидкости; повышенное содержание сероводорода, сульфатредуцирующих и других бактерий; наличие мехпримесей, солей и парафинов в пластовой жидкости. Температурный режим пластовой жидкости на глубине скважины в подавляющем большинстве находится в пределах 120-150°С. При обработке скважин от асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) острым паром температура внутри колонны НКТ кратковременно достигает 200°С.The experience of mechanized operation of wells in oil fields shows that in recent years there has been a significant deterioration in the operating conditions of downhole equipment. The main complicating factors affecting the operation of submersible equipment for oil production and associated tubing strings are: increased content of water and gas in the formation fluid; high salinity of the pumped formation fluid; high content of hydrogen sulfide, sulfate-reducing and other bacteria; the presence of solids, salts and paraffins in the reservoir fluid. The temperature regime of the reservoir fluid at the depth of the well is overwhelmingly in the range of 120-150 ° C. When processing wells from asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO) with hot steam, the temperature inside the tubing string shortly reaches 200 ° C.

Высокая агрессивность пластовой жидкости приводит к интенсивной коррозии погружного оборудования и колонны НКТ, при этом, в частности, особенно интенсивному подвержены разрушению стенки труб и резьбовые соединения колонны, что приводит к потере герметичности колонны и полному выходу из строя труб и муфт. В скважинах с высокой агрессивностью пластовой жидкости и, особенно, при повышенном содержании сероводорода, срок эксплуатации НКТ без защитного покрытия до появления сквозных дырок измеряется от года до двух недель, в зависимости от его концентрации.The high aggressiveness of the formation fluid leads to intense corrosion of the submersible equipment and the tubing string, while, in particular, the pipe walls and threaded joints of the string are particularly intense, which leads to loss of tightness of the string and complete failure of the pipes and couplings. In wells with high formation fluid aggressiveness and, especially, with a high content of hydrogen sulfide, the life of a tubing without a protective coating until through holes appear is measured from a year to two weeks, depending on its concentration.

Крайне негативное влияние оказывают асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). В процессе нефтедобычи капли нефти при всплытии охлаждаются, что сопровождается аномальным повышением вязкости поверхностной пленки капли нефти. В результате поверхностный слой приобретает липкость и легко откладывается из-за своей активности на поверхности нефтепромыслового оборудования. При этом происходит кристаллизация более половины парафина, находящегося в нефти. Часть нефти, прилегающая к более холодной стенке НКТ, загустевает и прилипает к стенке трубы. В результате образуется неподвижный слой АСПО. В этом слое происходит дальнейшее уплотнение отложений, которые со временем перекрывают сечение подъемной трубы. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением АСПО в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти.Asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) have a very negative effect. In the process of oil production, the oil droplets during ascent are cooled, which is accompanied by an abnormal increase in the viscosity of the surface film of the oil droplet. As a result, the surface layer becomes sticky and is easily deposited due to its activity on the surface of oilfield equipment. In this case, more than half of the paraffin present in the oil crystallizes. Part of the oil adjacent to the colder tubing wall thickens and adheres to the pipe wall. The result is a fixed paraffin layer. In this layer, further compaction of deposits occurs, which eventually overlap the cross section of the riser pipe. The formation of persistent emulsions in wells, together with the deposition of paraffin deposits in the reservoir, leads to a significant decrease in oil production.

Другой причиной, снижающей эффективность работы скважин, является выпадение в осадок из попутно-добываемых вод неорганических солей, которые откладываются в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Образование отложений солей приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге - к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.Another reason that reduces the efficiency of the wells is the precipitation of inorganic salts from the associated produced water, which are deposited in the bottomhole zone of the wells and on the surface of oilfield equipment. The formation of salt deposits leads to a decrease in well production, premature failure of expensive equipment and additional well repairs, and, as a result, to a deterioration in the technical and economic indicators of oil and gas companies.

В составе отложений преобладают гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы, пропитывающая скважинная жидкость. В результате бурения скважин в различных геологических пластах процесс отложения неорганических солей распространился и борьба с отложениями солей переросла в сложную научно-техническую проблему.The composition of the deposits is dominated by gypsum, calcite, and barite. In the form of impurities, iron sulfide, solid hydrocarbon oil compounds, silica and clay particles of the rock, and impregnating well fluid are found in sediments. As a result of drilling wells in various geological formations, the process of inorganic salt deposition has spread and the fight against salt deposits has grown into a complex scientific and technical problem.

Микробиологические процессы дополнительно осложняют эксплуатацию скважин из-за образования сероводорода и интенсификации коррозии оборудования, увеличения доли сульфида железа в осадках. Актуальность проблемы борьбы с отложениями солей сложного состава с сульфидом железа возрастает, поскольку число скважин, эксплуатация которых осложнена отложениями солей, постоянно увеличивается.Microbiological processes additionally complicate the operation of wells due to the formation of hydrogen sulfide and the intensification of corrosion of equipment, an increase in the proportion of iron sulfide in sediments. The urgency of the problem of controlling deposits of salts of complex composition with iron sulfide is increasing, since the number of wells whose operation is complicated by salt deposits is constantly increasing.

Все указанные выше причины приводят ко все более частому нарушению работы НКТ.All the above reasons lead to an increasingly frequent disruption of the tubing.

Порядка 50% отказов НКТ связано с выходом из строя резьбовых соединений, которые выходит из строя в основном из-за механического разрушения и коррозионного износа. В результате нарушается герметичность колонны НКТ. В процессе спускоподъемных операций происходит максимальный механический износ резьбового соединения, в частности за счет задиров. При эксплуатации оборудования в скважине происходит схватывание резьбы и ее коррозийный износ. При раскручивании такого соединения резьба разрушается.About 50% of tubing failures are associated with the failure of threaded connections, which fail mainly due to mechanical failure and corrosion wear. As a result, the tightness of the tubing string is broken. During tripping operations, the maximum mechanical wear of the threaded joint occurs, in particular due to scoring. When operating equipment in the well, the thread sets and its corrosion deteriorates. When this connection is untwisted, the thread breaks.

Проблемы по борьбе с отложениями солей, АСПО, коррозионным износом и снижением ресурса работы НКТ, в том числе резьбы НКТ, наиболее эффективно решаются посредством применения различных защитных покрытий.The problems of combating salt deposits, paraffin deposits, corrosive wear and reducing the working life of tubing, including tubing threads, are most effectively solved through the use of various protective coatings.

Известно техническое решение по увеличению ресурса НКТ за счет применения способа термодиффузионного цинкования. Данное покрытие достаточно хорошо защищает НКТ от коррозии и позволяет увеличить ресурс резьбы НКТ. Недостатком покрытия термодиффузионного цинкования является невозможность обеспечить защиту от отложения солей и АСПО (RU 2147046 С1, 27.03.2000).A technical solution is known to increase the tubing resource due to the application of the thermal diffusion galvanizing method. This coating protects the tubing quite well against corrosion and allows to increase the thread life of the tubing. The disadvantage of coating thermal diffusion galvanizing is the inability to provide protection against deposits of salts and paraffin deposits (RU 2147046 C1, 03/27/2000).

Известно техническое решение, связанное с лазерно-плазменным нанесением покрытий на резьбы насосно-компрессорных труб. Это покрытие существенно повышает надежность резьб и ресурс их работы. Однако данное покрытие практически невозможно нанести на внутреннюю поверхность НКТ («Фотоника» 2008 г.№3, с.36-37).Known technical solution associated with laser-plasma coating on the threads of tubing. This coating significantly increases the reliability of threads and their service life. However, this coating is almost impossible to apply to the inner surface of the tubing (Photonica 2008, No. 3, p. 36-37).

Известно техническое решение по борьбе с коррозией, отложениями солей и АСПО посредством нанесения полимерного покрытия на основе полиэтилена. Данное покрытие обеспечивает защиту внутренней поверхности НКТ от коррозии, отложения солей и АСПО. Недостатком данного покрытия является низкая термостойкость и недостаточная адгезия. Кроме того при повышении температуры в скважине выше 60°С, или в процессе технологической обработки острым паром данное покрытие вспучивается и слазит чулком. В результате проходное сечение трубы полностью перекрывается и требуется ремонт скважины с подъемом оборудования. Кроме того, данное покрытие невозможно применить на резьбе НКТ из-за очень низких его механических характеристик («Коррозия Территории нефтегаз», 2007 г., №2, с.42-48; Журнал «ТехСовет», №3 (45) 2007 г.).Known technical solution to combat corrosion, salt deposits and paraffin by applying a polymer coating based on polyethylene. This coating protects the inner surface of the tubing from corrosion, salt deposits and paraffin deposits. The disadvantage of this coating is low heat resistance and insufficient adhesion. In addition, when the temperature in the well rises above 60 ° C, or during the process of processing with sharp steam, this coating swells and sloshes with stocking. As a result, the pipe cross-section is completely blocked and well repair is required with equipment lifting. In addition, this coating cannot be applied on the tubing thread due to its very low mechanical characteristics (Corrosion of the Neftegaz Territory, 2007, No. 2, pp. 42-48; TechSovet Magazine, No. 3 (45) 2007 .).

Известно техническое решение, касающееся защиты НКТ от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, отложения солей и АСПО посредством использования силикатно-эмалевого покрытия. Это покрытие, в частности, обладает высокой термостойкостью. Однако силикатно-эмалевое покрытие характеризуется твердостью и хрупкостью. В процессе спуско-подъемных операций данное покрытие, как правило, дает трещины по резьбовому соединению в зоне перехода труба-муфта. В результате в зоне трещины происходит ускоренная коррозия непосредственно под защитным покрытием. Из-за подпленочной коррозии торцы трубы, резьба и муфта НКТ разрушаются значительно быстрее, чем без покрытия (Журнал «ТехСовет», №3 (45) 2007 г.).A technical solution is known regarding the protection of tubing against corrosion, abrasive and hydroabrasive wear, deposition of salts and paraffin deposits through the use of silicate-enamel coating. This coating, in particular, has high heat resistance. However, a silicate-enamel coating is characterized by hardness and brittleness. In the process of tripping, this coating, as a rule, gives cracks along the threaded connection in the transition zone of the pipe-coupling. As a result, accelerated corrosion occurs directly under the protective coating in the crack zone. Due to sub-film corrosion, pipe ends, threads and tubing couplings are destroyed much faster than without coating (TechSovet Magazine, No. 3 (45) 2007).

Из анализа существующих технических решений можно сделать вывод, что на текущий момент практически отсутствует достаточно эффективное комплексное решение проблем по борьбе с отложениями солей, АСПО, коррозионным износом и увеличению ресурса работы НКТ путем применения покрытий.From an analysis of the existing technical solutions, we can conclude that at the moment there is practically no sufficiently effective comprehensive solution to the problems of combating salt deposits, paraffin deposits, corrosion wear and increasing the life of the tubing through the use of coatings.

Технической задачей, на которое направлена заявленная полезная модель является:The technical problem to which the claimed utility model is directed is:

- увеличение межремонтного цикла скважин за счет увеличения ресурса работы НКТ;- increase in the overhaul cycle of wells by increasing the life of the tubing;

- снижение себестоимости добычи нефти.- reduction in the cost of oil production.

Достигаемый при этом технический результат проявляется в увеличении ресурса работы нефтяных скважин путем повышения эластичности и надежности защитного покрытия, и как следствие, в обеспечении защиты труб НКТ и муфт от коррозионного и абразивного износа, повышении эффективности борьбы с отложениями солей и АСПО, повышении герметичности соединений колонны НКТ, снижении износа резьбы НКТ в местах соединения, создании возможности работы при расширенном диапазоне рабочих температур.The technical result achieved in this case is manifested in an increase in the life of oil wells by increasing the elasticity and reliability of the protective coating, and as a result, in protecting the tubing and couplings from corrosion and abrasion, increasing the efficiency of the fight against salt deposits and paraffin deposits, increasing the tightness of the column joints Tubing, reducing wear on the threads of the tubing at the joints, creating the ability to work with an extended range of operating temperatures.

Указанный технический результат достигается тем, что:The specified technical result is achieved by the fact that:

На внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы сформировано защитное покрытие. При этом на внутренней поверхности сформирован, по меньшей мере, один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%, а суммарная толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм.A protective coating is formed on the inner surface of the tubing. At the same time, at least one layer of a polyurethane coating containing urea groups is formed on the inner surface, the mass fraction of which in the coating is from 6 to 14%, and the total coating thickness is limited to a range from 10 to 500 μm.

Кроме того.Besides.

- на внутренней поверхности трубы сформировано несколько слоев указанного покрытия;- several layers of said coating are formed on the inner surface of the pipe;

- насосно-компрессорная труба выполнена с наружной резьбой под муфту;- the tubing is made with an external thread for the coupling;

- на упомянутую резьбу нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы;- a coating similar to said pipe coating is applied to said thread;

- насосно-компрессорная труба снабжена муфтой, на резьбу которой нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.- the tubing is equipped with a sleeve, the thread of which is coated similar to the pipe coating.

Сущность полезной модели заключается в следующем.The essence of the utility model is as follows.

На внутренней поверхности стенок НКТ, резьбе НКТ и резьбе муфты НКТ формируется коррозионно и износостойкое, эластичное, гладкостное полиуретановое покрытие, обладающее высокой термостойкостью. За счет высокой эластичности покрытия и стабильности его свойств на протяжении всего срока эксплуатации обеспечивается надежная защита колонны НКТ без образования каких-либо трещин в покрытии, в том числе и на участках сопряжения трубы НКТ с муфтой НКТ. Резьба НКТ с покрытием приобретает высокую износостойкость и повышенную уплотняющую способность. При этом тело резьбы в процессе эксплуатации практически не деформируется и не подвергается разрушению, в том числе механическому и коррозионному. Покрытие обладает аитизадирными свойствами и позволяет практически исключить возможность схватывания резьбы НКТ, препятствует процессу трещинообразования. Комплекс свойств покрытия обеспечивает устранение основных причин преждевременного выхода из строя НКТ и значительно увеличивает их ресурс при одновременном повышении герметичности резьбового соединения.On the inner surface of the walls of the tubing, the thread of the tubing and the thread of the sleeve of the tubing, a corrosion-resistant and wear-resistant, flexible, smooth polyurethane coating with high heat resistance is formed. Due to the high elasticity of the coating and the stability of its properties throughout the entire period of operation, reliable protection of the tubing string is ensured without the formation of any cracks in the coating, including in the areas where the tubing pipe is connected to the tubing sleeve. Coated tubing threads acquire high wear resistance and increased sealing ability. In this case, the thread body during operation is practically not deformed and is not subject to destruction, including mechanical and corrosive. The coating has aizizadir properties and can virtually eliminate the possibility of setting the thread of the tubing, prevents the process of cracking. The complex of properties of the coating eliminates the main causes of premature failure of the tubing and significantly increases their resource while increasing the tightness of the threaded connection.

Защитное полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы формируется по меньшей мере, на внутренней поверхности НКТ и открытой части внутренней резьбы муфты НКТ, непосредственно контактирующей с транспортируемой средой (пластовой жидкостью, газом и т.д.) в процессе эксплуатации скважины.A protective polyurethane coating containing urea groups is formed at least on the inner surface of the tubing and the open part of the internal thread of the tubing coupling, which is in direct contact with the transported medium (reservoir fluid, gas, etc.) during the operation of the well.

Предлагаемое полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы от 6 до 14% после полимеризации, приобретает полный комплекс требуемых эксплуатационных свойств, необходимых для защиты НКТ. Покрытие имеет хорошую адгезию, высокую износостойкость, стойкость к абразивному и гидроабразивному износу, высокую химическую стойкость к различным химическим реагентам и нефтесодержащим продуктам, в том числе к пластовой жидкости, водонепроницаемость, высокую эластичность, широкий диапазон использования рабочих температур, повышенную гладкостность и антиадгезионные свойства, обеспечивающие защиту от отложения солей и АСПО. Покрытие также придает резьбовому соединению НКТ высокую уплотняющую способность и всем этим существенно продлевает ресурс работы НКТ.The proposed polyurethane coating containing urea groups from 6 to 14% after polymerization, acquires the full range of required operational properties necessary for the protection of tubing. The coating has good adhesion, high wear resistance, resistance to abrasive and hydroabrasive wear, high chemical resistance to various chemicals and oil-containing products, including formation fluid, water resistance, high elasticity, wide range of operating temperatures, increased smoothness and anti-adhesive properties, providing protection against salt deposits and paraffin deposits. The coating also gives the threaded tubing connection a high sealing ability and all this significantly extends the life of the tubing.

Полезная модель поясняется графическими материалами, где изображено следующее:The utility model is illustrated by graphic materials, which depict the following:

Фиг.1 - Насосно-компрессорная труба (НКТ) с внутренним полимерным покрытием;Figure 1 - Tubing (tubing) with an internal polymer coating;

Фиг.2 - НКТ с внутренним покрытием без покрытия резьбы;Figure 2 - tubing with an internal coating without coating threads;

Фиг.3 - НКТ с внутренним покрытием и покрытием резьбы;Figure 3 - tubing with an inner coating and a thread coating;

Фиг.4 - Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием без защиты резьбы (на средний нерабочий участок резьбы муфты нанесено полимерное покрытие, а рабочая часть резьбы без покрытия).Figure 4 - Connection of the tubing-coupling-tubing with an internal polymer coating without thread protection (a polymer coating is applied to the middle non-working portion of the coupling thread, and the working part of the thread is uncoated).

Фиг.5 - Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием с защитой резьбы (на всю внутреннюю поверхность муфты нанесено полимерное покрытие).Figure 5 - Connection of the tubing-coupling-tubing with an internal polymer coating with thread protection (a polymer coating is applied to the entire inner surface of the coupling).

При этом под номерами позиций указано следующее:In this case, the following are indicated under item numbers:

1 - внутренняя стальная поверхность НКТ;1 - inner steel surface of the tubing;

2 - внутреннее полимерное покрытие;2 - internal polymer coating;

3 - стенка НКТ;3 - tubing wall;

4 - толщина внутреннего полимерного покрытия;4 - thickness of the inner polymer coating;

5 - наружная поверхность НКТ;5 - the outer surface of the tubing;

6 - резьба НКТ без покрытия;6 - tubing thread without coating;

7 - полимерное покрытие резьбы НКТ;7 - polymer coating thread tubing;

8 - муфта НКТ;8 - tubing coupling;

9 - внутренняя резьба НКТ без полимерного покрытия;9 - internal thread of the tubing without a polymer coating;

10 - полимерное покрытие среднего участка резьбы муфты НКТ;10 - polymer coating of the middle thread portion of the tubing sleeve;

11 - полимерное покрытие резьбы НКТ;11 - polymer coating of tubing threads;

12 - полимерное покрытие рабочей части резьбы муфты НКТ.12 - polymer coating of the working part of the thread of the tubing coupling.

Изготовление заявленной насосно-компрессорной трубы включает формирование на ее внутренней поверхности защитного покрытия, по меньшей мере, одного слоя покрытия. При этом в качестве защитного покрытия применено полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы в пределах от 6 до 14% масс. Покрытие может наноситься либо в один слой, либо в несколько слоев. Суммарная толщина защитного покрытия задается в диапазоне от 10 до 500 мкм. Сразу после нанесения нового слоя мокрого покрытия начинается процесс его полимеризации с формированием мочевинных групп. Полимеризация покрытия происходит за счет влаги воздуха.The manufacture of the claimed tubing includes forming on its inner surface a protective coating of at least one coating layer. At the same time, a polyurethane coating containing urea groups in the range from 6 to 14% of the mass was used as a protective coating. The coating can be applied either in one layer or in several layers. The total thickness of the protective coating is set in the range from 10 to 500 microns. Immediately after applying a new layer of wet coating, the process of polymerization begins with the formation of urea groups. The polymerization of the coating occurs due to moisture in the air.

Массовая доля мочевинных групп в покрытии определяется массовой долей NC0 групп в жидком составе покрытия. Для формирования одной массовой доли мочевинных групп требуются две массовые доли NC0 групп. Практически формирование покрытия с заданной массовой долей мочевинных групп производится путем использования соответствующей жидкой полиуретановой композиции с вдвое большей массовой долей NC0 групп.The mass fraction of urea groups in the coating is determined by the mass fraction of NC0 groups in the liquid composition of the coating. To form one mass fraction of urea groups, two mass fractions of NC0 groups are required. In practice, the formation of a coating with a given mass fraction of urea groups is performed by using the corresponding liquid polyurethane composition with a double mass fraction of NC0 groups.

Известные полиуретановые композиции для нанесения защитных покрытии, как правило, имеют диапазон рабочих температур от минус 70 до плюс 80…100°С. Сформированные мочевинные группы в предлагаемом техническом решении в составе покрытия способствуют увеличению диапазона рабочих температур. Массовая доля мочевинных групп непосредственно влияет на термостойкость и эластичность покрытия. При содержании мочевинных групп 6% масс, покрытие обладает максимальной эластичностью при минимальном требуемом диапазоне рабочих температур от минус 70 до плюс 150°С. При этом газовыделение минимально, а время полимеризации максимально. С увеличением массовой доли мочевинных групп термостойкость повышается, а эластичность покрытия ухудшается. При содержании мочевинных групп 14% масс, покрытие имеет диапазон рабочих температур от минус 70 до плюс 180…200°С. Однако при этом покрытие теряет требуемую эластичность. Кроме того, при повышенном массовом содержании мочевинных групп существенно ухудшаются технологические свойства по нанесению покрытия. С повышением массовой доли мочевинных групп свыше 14% существенно ухудшается растекаемость покрытия в процессе его нанесения, возрастает газовыделение, а длительность периода полимеризации уменьшается до критических значений, при которых крайне затрудняется газовыделение. Все это приводит к формированию негерметичного покрытия с большим содержанием остаточных пор, раковин, несплошностей и т.д.Known polyurethane compositions for applying a protective coating, as a rule, have a range of operating temperatures from minus 70 to plus 80 ... 100 ° C. Formed urea groups in the proposed technical solution in the composition of the coating increase the range of operating temperatures. The mass fraction of urea groups directly affects the heat resistance and elasticity of the coating. When the content of urea groups is 6% of the mass, the coating has maximum elasticity with a minimum required operating temperature range from minus 70 to plus 150 ° C. At the same time, gas evolution is minimal, and the polymerization time is maximum. With an increase in the mass fraction of urea groups, heat resistance increases, and the elasticity of the coating deteriorates. When the content of urea groups is 14% of the mass, the coating has a range of operating temperatures from minus 70 to plus 180 ... 200 ° C. However, the coating loses the required elasticity. In addition, with an increased mass content of urea groups, the technological properties of coating are significantly deteriorated. With an increase in the mass fraction of urea groups over 14%, the spreadability of the coating significantly decreases during its application, gas evolution increases, and the duration of the polymerization period decreases to critical values, at which gas evolution is extremely difficult. All this leads to the formation of an unpressurized coating with a high content of residual pores, shells, discontinuities, etc.

Толщина покрытия выбирается исходя из его назначения и заданных условий эксплуатации. Минимальные толщины покрытия наносятся на рабочие участки резьбы с тем, чтобы обеспечить оптимальные зазоры между внутренней и внешней резьбой. При этом достигается герметичность резьбы, также жесткое, прочное, надежное соединение. Максимальная толщина покрытия наносится внутри НКТ при эксплуатации в экстремальных условиях в течение длительного периода без промежуточного ремонта скважины.The coating thickness is selected based on its purpose and specified operating conditions. Minimum coating thicknesses are applied to the working portions of the thread in order to provide optimal clearances between the internal and external threads. At the same time, tightness of the thread is achieved, as well as a rigid, strong, reliable connection. The maximum coating thickness is applied inside the tubing during operation in extreme conditions for a long period without intermediate well repair.

Заявителем было произведено формирование защитного покрытия на внутреннюю поверхность НКТ и резьбу муфты НКТ. При этом муфта НКТ была предварительно навинчена на трубу НКТ с нормативным моментом затяжки на заводе-изготовителе. Второй конец НКТ был без муфты. НКТ имело наружный диаметр 73 мм, и диаметр проходного сечения 62 мм. Длина НКТ составила 10,5 метров. Все трубы были промаркированы. Все операции и режимы фиксировались в рабочем журнале с указанием номера трубы и времени проведения операции. Покрытие наносилось в один прием на партию из 105 труб НКТ в цеховых условиях. Для покрытия использовался материал с одной тары. Предварительно НКТ подвергли тщательному обезжириванию растворителем. НКТ фиксировалось в неподвижном состоянии. Вращение трубе не придавалось. В качестве покрытия использовали полиуретановую композицию с массовым содержанием NC0 групп 14%. Удельный вес жидкой композиции составил 1,2. На внутреннюю поверхность НКТ с помощью специализированного устройства центробежного распыления нанесли однослойное полимерное покрытие. Заданная толщина покрытия 100 мкм и равнотолщинность наносимого жидкого слоя обеспечивались жестко заданными параметрами режима. После нанесения жидкого слоя на НКТ покрытие находилось под постоянным визуальным контролем.The applicant has formed a protective coating on the inner surface of the tubing and the thread of the tubing coupling. At the same time, the tubing sleeve was pre-screwed onto the tubing pipe with a standard tightening torque at the factory. The second end of the tubing was without a sleeve. The tubing had an outer diameter of 73 mm and a bore diameter of 62 mm. The length of the tubing was 10.5 meters. All pipes were marked. All operations and modes were recorded in the workbook indicating the pipe number and time of the operation. The coating was applied in one step on a batch of 105 tubing pipes in workshop conditions. For coating, material from one container was used. Previously, the tubing was thoroughly degreased with a solvent. The tubing was fixed in a stationary state. The rotation of the pipe was not imparted. As the coating used a polyurethane composition with a mass content of NC0 groups of 14%. The specific gravity of the liquid composition was 1.2. A single-layer polymer coating was applied to the inner surface of the tubing using a specialized centrifugal spraying device. The predetermined coating thickness of 100 μm and the equal thickness of the applied liquid layer were provided by hard-set mode parameters. After applying the liquid layer to the tubing, the coating was under constant visual control.

Предлагаемое покрытие позволяет существенно повысить пропускную способность колонны НКТ и значительно увеличить срок ее безаварийной эксплуатации. Защитное покрытие является ремонтопригодным.The proposed coating can significantly increase the throughput of the tubing string and significantly increase the period of its trouble-free operation. The protective coating is repairable.

Пояснения к рисункам.Explanations for figures.

Фиг.1 Насосно-компрессорная труба (НКТ) с внутренним полимерным покрытием. Figure 1 Tubing (tubing) with an internal polymer coating.

Фиг.2 НКТ с внутренним покрытием без покрытия резьбы. Figure 2 tubing with an inner coating without coating threads.

Фиг.3 НКТ с внутренним покрытием и покрытием резьбы.Figure 3 tubing with internal coating and thread coating.

Фиг.4 Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием без защиты резьбы (на средний нерабочий участок резьбы муфты нанесено полимерное покрытие, а рабочая часть резьбы без покрытия).Figure 4 The connection of the tubing-coupling-tubing with an internal polymer coating without thread protection (on the middle non-working section of the thread of the coupling is coated with a polymer, and the working part of the thread is uncoated).

Фиг.5 Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием с защитой резьбы (на всю внутреннюю поверхность муфты нанесено полимерное покрытие).Figure 5 The connection of the tubing-coupling-tubing with an internal polymer coating with thread protection (a polymer coating is applied to the entire inner surface of the coupling).

3 - стенка НКТ;3 - tubing wall;

8 - муфта НКТ;8 - tubing coupling;

Claims

1. A tubing, on the inner surface of which a protective coating is formed, characterized in that at least one layer of a polyurethane coating containing urea groups is formed on the inner surface, the mass fraction of which in the coating is from 6 to 14%, and the coating thickness limited to a range of 10 to 500 microns.

2. The tubing according to claim 1, characterized in that several layers of said coating are formed on the inner surface of the pipe.

3. The tubing according to claim 1 or 2, characterized in that it is made with an external thread for the coupling.

4. The tubing according to claim 3, characterized in that a coating similar to said pipe coating is applied to said thread.

5. The tubing according to claim 3, characterized in that it is provided with a sleeve on the thread of which a coating is applied similar to said pipe coating.