КОРПУС УЗЛА УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Полезная модель относится к установкам погружных центробежных насосов для добычи нефти, в частности к корпусам их узлов, таких как: электродвигатель, гидрозащита, насос и концевые детали.
Известен корпус узла установки погружного центробежного насоса для добычи нефти из конструкционной стали с нанесенным на его наружную поверхность покрытием в виде напыленного слоя толщиной 0,05-1,2 мм на основе порошка, включающего в себя железо, хром, никель, молибден, кремний и углерод (Патент РФ на полезную модель №38817, 2004 г.).
Недостаточная коррозионная стойкость корпусов узлов установки погружного центробежного насоса значительно снижает ресурс работы установки. Защита корпусов от коррозии путем применения металлических покрытий является наиболее эффективной, однако металлические покрытия должны обладать высокой плотностью, высокой адгезией, высокой коррозионной стойкостью, высокой твердостью и износостойкостью, а также высокой эластичностью. Малейшей несплошности покрытия достаточно, чтобы началась интенсивная коррозия элемента, поэтому важно, чтобы все вышеперечисленные свойства покрытия имели как можно более высокие показатели. Несмотря на то, что известное покрытие обладает высоким уровнем прочностных и коррозионных свойств и является мелкопористым, на практике все же имеет место проникновение агрессивных компонентов среды сквозь поры покрытия и, как следствие, образование подпленочной коррозии.
Задачей, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является повышение коррозионной стойкости корпусов узлов установки погружных центробежных насосов для добычи нефти, их износостойкости, повышение эластичности и микротвердости наносимого покрытия и его адгезионных характеристик.
2
3
2
3
Технический результат достигается тем, что в корпусе узла установки погружных центробежных насосов для добычи нефти из конструкционной стали с нанесенным на его наружную поверхность покрытием, покрытие выполнено посредством напыления порошка, состоящего из смеси металлического порошка с окисью алюминия АlО, причем использован металлический порошок следующего химического состава, масс.%: углерод - 1,0÷2,0; молибден - 3,0÷6,0; кремний - 0,5÷1,5; никель - 9-20; хром - 20÷32; бор - 0,001÷1,0; марганец - 0,0÷1,2; железо - остальное, при этом содержание окиси алюминия АlО составляет от 5 до 50% от общего количества напыляемого порошка.
Кроме того, размер частиц напыляемого порошка составляет от 5 до 63 мкм, а само покрытие может быть выполнено с пропиткой раствором фторсодержащих поверхностно активных веществ.
2
3
2
3
2
3
Применение для нанесения покрытия смеси металлического порошка с окисью алюминия (AlО) обеспечивает в процессе напыления интенсивную бомбардировку напыляемой поверхности, в результате которой с этой поверхности удаляются недостаточно закрепленные на ней частицы покрытия, которые в последствии могут привести к дефектам покрытия, а так же упрочнение поверхности наклепом, что значительно увеличивает адгезионные и когезионные свойства покрытия. Кроме того, частично внедренные при напылении в материал покрытия частицы окиси алюминия (2-5% от общего количества AlО) способствуют повышению твердости и износостойкости покрытия. При использовании АlО в количестве, большем, чем 50% от общего количества напыляемого порошка, с поверхности начинает удаляться большая часть покрытия, поскольку процесс напыления фактически переходит в режим пескоструйки.
Использование металлического порошка следующего химического состава, масс.%: углерод - 1,0÷2,0; молибден - 3,0÷6,0; кремний - 0,5÷1,5; никель - 9÷20; хром - 20÷32; бор - 0,001÷1,0; марганец - 0,0÷1,2; железо - остальное, позволяет сформировать на поверхности корпуса защитный слой из
коррозионностойкого сплава с требуемым уровнем прочностных и коррозионных свойств, обеспечивающий гарантированный ресурс эксплуатации корпусов узлов погружных установок. Предлагаемый состав покрытия обеспечивает защиту при работе в очень агрессивной среде, и, кроме того, обладая высокой твердостью и эластичностью, хорошо противостоит истиранию и растрескиванию при достаточно частых подъемах и спусках погружной установки в скважину. Процентное содержание каждого элемента в покрытии обусловлено необходимостью оптимального обеспечения тех или иных свойств покрытия. Сочетание железа, никеля, хрома и молибдена обеспечивает коррозионную стойкость в условиях солевой среды скважин, а также является хорошей защитой от сероводородной коррозии. Содержание углерода от 1.0 до 2.0% оптимально сточки зрения обеспечения твердости покрытия (при содержании углерода более 2% покрытие становится слишком хрупким). Содержание в покрытии кремния, марганца и бора определяется требуемым уровнем прочностных характеристик, микротвердости и пластичности. Присутствие марганца в покрытии может способствовать увеличению его износостойкости, а кремний и бор, кроме того, что являются компонентами, повышающими микротвердость покрытия, одновременно, за счет образования легкоплавких эвтектик с никелем, снижают температуру плавления и обеспечивают получение плотного безпористого покрытия. При увеличении концентрации в покрытии этих компонентов выше указанных пределов повышается хрупкость покрытия, и, следовательно, снижается его износостойкость.
Диапазон частиц порошка напыляемого покрытия выбираются из необходимости обеспечения плотного слоя покрытия с высокими адгезионными свойствами по отношению к основному материалу. При размере частиц менее 5 мкм снижаются адгезионные характеристики и происходит сильное окисление материала, а при размере частиц выше 63 мкм резко повышается пористость покрытия.
Выполнение покрытия с пропиткой раствором фторсодержащих поверхностно активных веществ обеспечивает образование на поверхности покрытия тонкой (около 30-50 А) пленки, обладающей высокими гидофобизирующими свойствами и рядом других положительных свойств, в том числе способностью защитить контактирующие поверхности от окисления и истирания.
Установка погружного центробежного насоса, как правило, включает в себя электродвигатель, гидрозащиту, насос и концевые детали.
2
3
Корпус узла установки погружного центробежного насоса для добычи нефти (в основном узла, находящегося глубоко в скважине), например корпус электродвигателя, корпус гидрозащиты или корпус насоса выполнен в виде полого цилиндра из конструкционной или низкоуглеродистой стали. На наружную поверхность корпуса нанесен слой износо и коррозионностойкого покрытия на основе порошка сплава, включающего железо, никель, хром, молибден, кремний, бор, марганец и углерод при следующем соотношении компонентов, масс.%; углерод - 1,0÷2,0; молибден - 3,0÷6,0; кремний - 0,5÷1,5; никель - 9÷20; хром - 20÷32; бор - 0,001÷1,0; марганец - 0,0÷1,2; железо - остальное, в смеси с порошком окиси алюминия AlО содержание которого от общего количества напыляемого порошка составляет от 5 до 50%.
Толщина слоя покрытия составляет от 0,05 до 1,2 мм. Диапазон размера частиц порошка напыляемого покрытия выбирается из необходимости обеспечения плотного слоя с высокими адгезионными свойствами по отношению к основному материалу. Покрытие нанесено на поверхность корпуса узла установки высокоскоростным газопламенным методом, что способствует снижению его пористости и увеличению коррозионной стойкости.
После нанесения на поверхность корпуса покрытие обрабатывается составом, представляющим собой композицию фторсодержащих поверхностно активных веществ в специально подобранных растворителях. Такие растворы применяются с целью придания поверхности коррозионной стойкости,
влагозащиты и низкой поверхностной энергии и, как следствие этого повышение износостойкости, и обладают высокой проникающей и смачивающей способностью. Защитная пленка, образованная раствором фторсодержащих поверхностно активных веществ, прочно сцепляется практически с любыми поверхностями, в том числе металлами.
При работе установки погружного центробежного насоса в скважине защитный слой покрытия, обработанный раствором фторсодержащих поверхностно активных веществ, предохраняет наружную поверхность корпусов его узлов от коррозии, возникающей в результате взаимодействия с агрессивной средой, а также от абразивного истирания при подъемах и спусках насосного оборудования в скважину, повышая гарантированный ресурс эксплуатации установки.