Корпус элемента погружной установки для добычи нефти

Полезная медель 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. Покрытие выполнено в виде напыленного слоя, при этом покрытие включает в себя: углерод (С), молибден (Мо), кремний (Si), никель (Ni), кобальт (Со), хром (Сr), бор (В), марганец (Мn), окись алюминия (Аl₂О₃), железо (Fe), при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Кроме того, толщина покрытия элемента погружной установки для добычи нефти ограничена диапазоном от 100 до 500 мкм. В результате повышается коррозионная стойкость элементов погружной установки. При этом повышается микротвердость, износостойкость и эластичность покрытия. Повышается защита от электрохимической коррозии оборудования.

Полезная модель относится к устройствам для добычи нефти и нефтяных жидкостей из скважин, преимущественно к центробежным насосам, электродвигателям, гидравлической защитой и газовым сепаратором.

В процессе монтажа скважинного оборудования при опускании погружных центробежных установок для добычи нефти их наружная поверхность интенсивно изнашивается об обсадную трубу. Скважины имеют глубину несколько километров. При этом скважины имеют многочисленные изгибы. Наружная поверхность погружного оборудования в процессе опускания интенсивно изнашивается. Кроме того, трубы в скважине имеют многочисленные соединения, которые в процессе опускания оборудования не только усиливают их износ, но также вызывают значительные ударные нагрузки на поверхность опускаемого насосного оборудования. При этом лакокрасочные покрытия и хрупкие (в том числе толстые) металлические покрытия не выдерживают этих нагрузок. В результате большинство покрытий истирается, трескаются и отслаиваются. Герметичность таких покрытий нарушается.

В скважине находится пластовая жидкость. В зависимости от химического состава пластовой жидкости она имеет различную агрессивность. К основным осложняющим факторам в первую очередь необходимо отнести: газ, вода, сероводород и т.д.

В последние годы наблюдается все большее возрастание обводнености скважин, увеличение минерализации пластовой жидкости, а также появление многочисленных бактерий, которые вызывают интенсивную коррозию металлов. Доля нефти в пластовой жидкости в последнее время в подавляющем большинстве месторождений составляет всего от 1 до 10%. Остальные 90-99% - это вода и всякие вредные примеси.

Высокая степень минерализации пластовой жидкости, наличие сульфатредуцирующих и других бактерий, а также повышенное содержание сероводорода обуславливают интенсивную коррозию нефтедобывающего оборудования, не имеющего надежного, герметичного защитного покрытия.

Наличие тока (при работе электродвигателя насосной установки) при одновременном воздействии агрессивной пластовой жидкости вызывает интенсивную электрохимическую коррозию насосных установок.

В первую очередь коррозии подвергается наружная поверхность корпусов электродвигателей и насосов. В большинстве случаев в наибольшей степени проявляется локальная коррозия - на корпусах появляются сквозные дырки диаметром до 30-40 мм. Срок эксплуатации погружного оборудования для добычи нефти в скважинах с высокой агрессивностью пластовой жидкости порой сокращается до двух-трех недель. Учитывая высокие материальные затраты на спуск и подъем оборудования, а также стоимость самого оборудования эксплуатации таких скважин зачастую становится экономически нецелесообразной.

Необходимо отметить, что все скважины в кусту связаны между собой наружным сообщающимся трубопроводом. При возникновении в любой из скважин коррозионной среды она распространяется на все скважины куста, связанные между собой сообщающимся трубопроводом. Таким образом происходит интенсивное заражение скважин.

Известно техническое решение, которое направлено на повышение надежности нефтедобывающего оборудования, в частности корпусов элементов погружного оборудования для добычи нефти (см. например, RU 38817 U1).

В известном техническом решении, в частности, предлагается на наружную поверхность корпуса элемента погружной установки для добычи нефти наносить покрытие, выполненное в виде напыленного слоя на основе легированной стали,

включающее: Fe, Cr, Ni, Si, Mo, С, обеспечивающим повышение коррозионной стойкости поверхностным слоям.

Однако это техническое решение не обеспечивает в достаточной степени повышение коррозионной стойкости, износостойкости, герметичности поверхностного слоя элемента погружной установки для добычи нефти.

Технической задачей, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является:

1. Повышение коррозионной стойкости корпусов элементов установок для добычи нефти.

2. Защита от электрохимической коррозии корпусов элементов установок для добычи нефти.

3. Повышение износостойкости корпусов элементов установок для добычи нефти.

4. Повышение КПД оборудования для добычи нефти.

Поставленная задача решается следующим образом.

На наружную поверхность корпуса элемента погружной установки для добычи нефти нанесено покрытие, выполненное в виде напыленного слоя, при этом покрытие включает в себя: углерод (С), молибден (Mo), кремний (Si), никель (Ni), кобальт (Со), хром (Cr), бор (В), марганец (Мn), окись алюминия (Аl₂ О₃), железо (Fe), при следующем соотношении компонентов, масс.%:

При этом толщина покрытия ограничена диапазоном от 100 до 500 мкм.

Полезная модель поясняется графическим материалом, где на фиг.1 показан фрагмент корпуса элемента погружной установки для добычи нефти.

На указанной фигуре обозначены следующие позиции:

1. Корпус элемента погружной установки для добычи нефти.

2. Наружная поверхность корпуса элемента погружной установки для добычи нефти.

3. Покрытие элемента погружной установки для добычи нефти.

Покрытие с указанными химическими элементами благодаря своей сверхвысокой плотности и исключительной коррозионной стойкости и высокой твердости надежно защищает наружную поверхность корпуса элемента погружной установки для добычи нефти от износа и коррозии, в частности от воздействия сероводорода.

Предлагаемое покрытие обладает полным комплексом необходимых эксплуатационных свойств для надежного обеспечения высокой герметичности. В результате достигается безаварийная работа погружного насосного оборудования в течение длительного периода его эксплуатации. К этому комплексу свойств покрытия относятся:

1. высокая абразивная стойкость;

2. высокая гидроабразивная стойкость;

3. высокая эрозионная стойкость;

4. высокая коррозионная стойкость;

5. высокая стойкость к электрохимической коррозии;

6. высокая теплостойкость покрытия;

7. высокая стойкость покрытия к механическим ударам;

8. высокая адгезия покрытия;

9. высокая Когезия покрытия;

10. высокая плотность покрытия;

11. высокая эластичность покрытия.

Перечисленный комплекс свойств предлагаемого покрытия позволяет обеспечить надежную работу погружных установок для добычи нефти в особо тяжелых реальных условиях его эксплуатации с учетом повышенной вибрации оборудования. В процессе спуска и подъема оборудования обеспечивается идеальная герметичность покрытия. Покрытие позволяет продлить срок эксплуатации погружного оборудования до десяти и более раз.

Обоснование химического состава покрытия и процентного содержания химических элементов:

- Углерод - используется для повышения твердости покрытия. При увеличении содержания углерода в покрытии свыше 2,0 процентов происходит охрупчивание последнего и соответственно к возникновению микротрещин в покрытии. В результате нарушается герметичность. При уменьшении содержания углерода ниже 1,3 процента существенно снижается твердость покрытия и его износостойкость. Это при спуске и подъеме погружного оборудования также приводит к нарушению герметичности покрытия.

- Молибден - повышает коррозионную стойкость покрытия в среде сероводорода и увеличивает его твердость. При снижении содержания молибдена ниже 4,0 процентов происходит существенное снижение коррозионной стойкости покрытия в среде сероводорода. При увеличении содержания молибдена свыше 5,0 процентов происходит образование карбидной фазы и охрупчивание покрытия.

- Кремний - увеличивает жидкотекучесть материала покрытия в процессе его нанесения. Введение кремния обеспечивает хорошую равномерность покрытия, высокий коэффициент использования материала, высокую плотность покрытия. Снижение содержания кремния ниже 0,5 процентов приводит к существенному ухудшению равномерности покрытия и снижению коэффициента использования покрытия. Повышение содержания кремния выше 1,5 процента чрезмерно повышает жидкотекучесть материала покрытия в процессе его нанесения на изделие. Это приводит к отеканию 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 молибденом и хромом обеспечивают очень высокую коррозионную стойкость. Снижение содержания никеля ниже 11,0 процентов приводит к существенному увеличению скорости коррозии в среде сероводорода. По экспериментальным данным уменьшение содержания никеля до 7-8 процентов приводит к увеличению скорости коррозии от 3-х до 5-ти раз. При увеличении содержания никеля свыше 20 процентов эффект повышения коррозионной стойкости покрытия снижается.

- Кобальт - используется для улучшения герметичности покрытия. Кобальт достаточно хорошо проникает в микропоры покрытия и другие его несплошности.

В результате плотность покрытия существенно возрастает и повышаются его защитные свойства.

- Хром - главный химический элемент, повышающий коррозионную стойкость покрытия. Снижение содержания хрома ниже 23 процентов не обеспечивает достаточной коррозионной стойкости покрытия в среде сероводорода. С повышением же содержания хрома свыше 32 процентов увеличение коррозионной стойкости происходит незначительно. Однако при этом происходит существенное охрупчивание покрытия вследствие образования карбида хрома.

- Бор - значительно повышает износостойкость покрытия. В указанном диапазоне содержания хрома обеспечивается оптимальное сочетание износостойкости и твердости покрытия без эффекта охрупчивания покрытия.

- Марганец - раскисляет материал покрытия в процессе распыления порошка, а также снижает температуру плавления порошка и, как следствие, достигается большая эластичность покрытия, повышается адгезия и плотность покрытия. 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.

- Окись алюминия (Аl ₂О₃) - в процессе напыления обеспечивает интенсивную активацию напыляемой поверхности, ее упрочнение наклепом непосредственно в процессе нанесения покрытия. Тем самым достигается очень высокая адгезия и Когезия покрытия. Кроме того, частично внедренные в материал покрытия мелкие частицы Аl ₂O₃ повышают твердость и износостойкость покрытия. Пределы содержания оксида алюминия в покрытии определены экспериментально. Эти пределы определяются процессом нанесения покрытия и механическими свойствами материала обрабатываемого изделия. Процентное содержание оксида алюминия перед напылением задается в смеси распыляемого порошка в пределах от 5 до 25 процентов по массе. Однако в процессе напыления большая часть частиц Аl ₂O₃ после соударения об напыляемую поверхность изделия отскакивает от нее. Только лишь незначительная часть оксида алюминия остается в покрытии. При этом другие компоненты покрытия превосходно ложатся на поверхности изделия.

- Железо - основа.

Толщина рабочего слоя покрытия определяется с одной стороны, требуемым ресурсом по коррозионной стойкости и износостойкости, а с другой стороны экономической целесообразностью и эластичностью покрытия. 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.

Выше перечисленные факторы, вследствие значительного снижения скорости коррозии элементов корпусов погружных установок для добычи нефти, обеспечивают значительное увеличение наработки на отказ нефтедобывающего оборудования и, следовательно, значительно увеличивают межремонтный период, а также снижают количество аварийных спусков и подъемов оборудования.

1. Элемент погружной установки для добычи нефти, включающий цилиндрический корпус из конструкционной стали на наружную поверхность которой нанесено покрытие, выполненное в виде напыленного слоя, отличающийся тем, что покрытие включает в себя С, Мо, Si, Ni, Со, Cr, В, Mn, Al₂О₃ , Fe при следующем соотношении компонентов, мас.%:

2. Элемент погружной установки для добычи нефти по п.1, отличающийся тем, что толщина покрытия ограничена диапазоном от 100 до 500 мкм.