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 и насос.
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 от 0,05 до 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. В известном устройстве не всякое соотношении компонентов в порошке наносимого покрытия обеспечивает достаточную коррозионную стойкость. При этом не всякий размер частиц порошка может обеспечить достаточную плотность покрытию, предотвращающую проникновение рабочего раствора через поры, образующиеся при нанесении покрытия. Кроме того, при некоторых соотношениях компонентов нанесение покрытия на поверхность корпуса может стать довольно дорогостоящим мероприятием.
Задачей, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является формирование на поверхности корпуса узла установки погружного центробежного насоса слоя защитного покрытия с требуемым уровнем прочностных и коррозионных свойств при оптимальных затратах на его изготовление.
Задача решается тем, что в корпусе узла установки погружного центробежного насоса для добычи нефти из конструкционной стали с
нанесенным на его наружную поверхность покрытием в виде напыленного слоя толщиной от 0,05 до 1,2 мм на основе порошка, содержащего железо, хром, никель, молибден, кремний и углерод, покрытие содержит компоненты в следующем соотношении, маc.%: никель - 9-18; хром - 20-30; молибден - 3,0-6,0; кремний - 0,5-1,2; углерод - 1,0-2,0; железо - остальное, причем размер частиц порошка напыляемого покрытия составляет от 10 до 63 мкм.
Выполнение покрытия в виде напыленного слоя сплава, включающего железо, никель, хром, молибден, кремний и углерод, обеспечивает формирование на наружной поверхности корпуса электродвигателя, насоса или гидрозащиты защитного слоя с требуемым уровнем прочностных и коррозионных свойств, повышая гарантированный ресурс его эксплуатации в составе погружных установок для добычи нефти. Предлагаемое покрытие защищает наружную поверхность корпуса от коррозии при работе в очень агрессивной среде и, кроме того, обладая высокой твердостью, эластичностью и плотностью покрытия (99,5%), хорошо противостоит истиранию и растрескиванию.
Содержание никеля в покрытии в пределах 9-18 мас.% обусловлено тем, что при содержании никеля <9 мас.% не обеспечивается требуемая коррозионная стойкость покрытия, а при содержании никеля >18 мас.% возникает большая разность потенциалов между покрытием и покрываемым материалом и развитие подпленочной коррозии.
Содержание хрома в покрытии <20 мас.% не обеспечивает ему требуемой коррозионной стойкости, а >30 мас.% приводит к увеличению хрупкости покрытия, что в процессе работы погружного насоса будет способствовать к расстрескиванию покрытия и образованию его сколов.
Добавление в сплав легирующей добавки, такой как молибден, способствует еще большему повышению коррозионной стойкости покрытия, однако содержание молибдена <3,0 мас.% не обеспечивает стойкости к
водородному растрескиванию покрытия, а >6,0 мас.% не имеет смысла, так как увеличивает стоимость покрытия.
Содержание кремния в покрытии от 0,5 до 2,0 мас.% оптимально с точки зрения его пористости и обеспечивает покрытию заданную плотность.
Содержание углерода от 1,0 до 2,0 мас.% оптимально с точки зрения твердости покрытия. При содержании углерода >2,0 мас.% покрытие становится слишком хрупким.
Диапазон размера частиц порошка напыляемого покрытия выбирается из необходимости обеспечения плотного слоя покрытия с высокими адгезионными свойствами по отношению к основному материалу. При размере частиц <10 мкм снижаются адгезионные свойства порошка, и он не пылится на поверхность, а при размере частиц >63 мкм пористость покрытия увеличивается настолько, что способствует возникновению подпленочной коррозии.
Покрытие нанесено на поверхность корпуса узла установки высокоскоростным газопламенным методом, что также снижает его пористость, и также способствует увеличению коррозионной стойкости, за счет снижения возможности образования подпленочной коррозии.
На фиг.1 представлен состав узлов установки погружного центробежного насоса для добычи нефти и их взаимное расположение.
Установка погружного центробежного насоса содержит электродвигатель 1, гидрозащиту 2, насос 3, насосно-компрессорную трубу 4, располагаемую в верхней части установки и газосепаратор 5 (при его наличии). Корпус узла установки погружного центробежного насоса для добычи нефти (в основном узла, находящегося глубоко в скважине), например корпус электродвигателя 1, корпус гидрозащиты 2 или корпус насоса 3 выполнен в виде полого цилиндра из конструкционной или низкоуглеродистой стали. На наружную поверхность этого корпуса методом высокоскоростного газопламенного напыления нанесен слой износо и коррозинностойкого покрытия на основе порошка сплава, включающего
железо, никель хром, молибден, кремний и углерод при следующем соотношении компонентов в мас.%: никель - 9-18; хром - 20-30; молибден - 3,0-6,0; кремний - 0,5-1,2; углерод - 1,0-2,0; железо - остальное, причем размер частиц порошка напыляемого покрытия составляет от 10 до 63 мкм. Толщина слоя покрытия составляет от 0,05 до 1,2 мм.
Для опробации покрытия на поверхность корпуса узла установки погружного центробежного насоса для добычи нефти было нанесено три состава, содержащие следующие компоненты в мас.%.
Состав 1: никель - 9; хром - 20; молибден - 3,0; кремний - 0,5; углерод - 1,0; железо - остальное.
Состав 2: никель 13; хром - 25; молибден - 4,5; кремний - 0,9; углерод - 1,5; железо - остальное.
Состав 3: никель - 18; хром - 30; молибден - 6,0; кремний - 1,2; углерод - 2,0; железо - остальное.
В таблице приведены свойства нанесенного покрытия.
№ состава покрытия
Твердость, HRC
Пористость, %
Ресурс, ч.
1
42-45
<0,3
Не менее 8000
2
45-48
<0,3
Не менее 8000
3
48-52
<0,3
Не менее 8000
При работе установки погружного центробежного насоса в скважине защитный слой предохраняет наружную поверхность корпусов его узлов от коррозии, возникающей в результате взаимодействия с агрессивной средой. Кроме того, этот защитный слой, обладая высокими адгезионными характеристиками, предохраняет наружную поверхность корпуса от абразивного истирания при подъемах и спусках насосного оборудования в скважину.