Насосно-компрессорная труба

Полезная модель относится к устройствам для добычи нефти, газа и газового конденсата из скважин, преимущественно к насосно-компрессорным трубам для транспортировки добываемого энергетического сырья с глубины скважины до поверхности земли. 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 (Сu), хром (Сr), бор (В), марганец (Мn), окись алюминия (Аl ₂O₃), железо (Fe), при следующем соотношении компонентов, масс.%: С - 1,3÷2,0 Мо - 4,0÷5,0 Si - 0,5÷1,5 Ni - 11÷20 Сu - 0,01÷0,50 Cr - 23÷32 В - 0,001÷0,1 Mn - 0,4÷1,2 Аl₂ О₃ - 0,1÷5 Fe - остальное В результате повышается коррозионная стойкость и износостойкость насосно-компрессорных труб для добычи нефти, газа и газового конденсата. Это обеспечивает значительное увеличение межремонтного периода оборудования и резко сокращает количество спусков и подъемов колонны насосно-компрессорных труб.

Полезная модель 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 спуско-подъемных 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 пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы оборудования для добычи и транспортировки нефти и газа. В связи с этим становится актуальными разработки, направленные на повышение показателей эффективности нефте-газодобывающего и транспортирующего оборудования.

К основным осложняющим факторам, приводящим к снижению эффективности работы нефте-газодобывающего 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 нефте-газодобывающего 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 нефте-газодобывающего 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 об 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 обеспечивают надежной защиты от коррозии. Например, применение утолщенных и хрупких покрытий приводит к их растрескиванию и даже к отслаиванию. Малейшие 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.

Известны технические решения, которые направлены на повышение коррозионной стойкости, износостойкости, и как следствие, повышение надежности нефте-газодобывающего 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: Сr, Ni, Si, В, С, в третьем варианте Fe, Cr, Мо, в определенных соотношениях масс.%, обеспечивающим 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 направлена заявленная полезная модель, является:

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 (Сu), хром (Сr), бор (В), марганец (Мn), окись алюминия (Аl₂О₃), железо (Fe), при следующем соотношении компонентов, масс.%:

С - 1,3÷2,0

Мо - 4,0÷5,0

Si - 0,5÷1,5

Ni - 11÷20

Сu - 0,01÷0,50

Cr - 23÷32

В - 0,001÷0,1

Mn - 0,4÷1,2

Аl₂О ₃ - 0,1÷5

Fe - остальное

Полезная модель поясняется графическим материалом, где на фиг.1 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.

Выше перечисленный 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 введение 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-х до 5-ти 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 Аl ₂О₃

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 Аl₂О₃ повышают твердость и износостойкость покрытия. Нижний предел содержания Аl ₂O₃ обусловлен минимальным его содержанием в порошке при котором обеспечивается надежная бомбардировка поверхности изделия с целью повышения адгезии. Верхний предел содержания Аl₂O₃ 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.

Выше перечисленные факторы, вследствие значительного снижения скорости коррозии насосно-компрессорных труб, обеспечивают значительное увеличение наработки на отказ нефте-газодобывающего оборудования и, следовательно, снижают число ремонтов скважин, количество спусков и подъемов оборудования.

Насосно-компрессорная труба, на наружную поверхность которой нанесено покрытие, выполненное в виде напыленного слоя, отличающаяся тем, что покрытие включает в себя C, Mo, Si, Ni, Cu, Cr, В, Mn, Al₂O₃, Fe при следующем соотношении компонентов, мас.%: