Для бурения нефтедобывающих и газодобывающих скважин большинство буровых растворов готовится на водной основе. Вода растворяет соли и агрессивные компоненты пластов. Такой раствор может вызывать очень сильную точечную коррозию. Данная проблема усугубляется наличием кислорода, который захватывается при циркуляции бурового раствора через вибросито и приемную емкость для бурового раствора, что еще больше усиливает коррозионное действие бурового раствора. Коррозия может усиливать напряжения, возникающие в бурильных трубах во время бурения, что будет приводить к быстрому росту усталостных трещин и, в конце концов, к катастрофическому разрушению труб. Усталостного разрушения происходит вблизи высаженной зоны трубы, в которой уменьшение толщины стенок трубы от бурильного замка до тела трубы приводит к локализации напряжений вблизи зоны высадки и может вызвать приводящее к большим убыткам разрушение на сравнительно ранней стадии срока службы трубы. При бурении на месторождениях находящихся в эксплуатации более 10 лет повышается коррозионная активность пластовых сред. Увеличиваются затраты и убытки за счет преждевременного выхода из эксплуатации бурильного инструмента.
На БМЗ в 2007 году была освоена технология нанесения на внутреннюю поверхность бурильных труб (БТ) износостойкого и термостойкого покрытия, с наружным консервационным покрытием. (Рис1)
Покрытие порошком ТК-34 Р по праймеру ТК 8007– Высокотемпературное покрытие БТ обладает улучшенными характеристиками и устойчивостью к воздействию температуры, кислот и абразивному износу. Покрытие в виде тонкой пленки, специально разработанное для повышения гибкости с сохранением повышенной стойкости к коррозии в широких диапазонах pH. Конструкция покрытия такова, что сохраняет прочность даже в условиях переменных нагрузок во время бурения. Покрытие останавливает точечную коррозию, которая может привести к коррозионному растрескиванию под нагрузкой, эрозии и излому трубы при скручивании. Зарегистрировано увеличение срока службы буровой трубы в три – четыре раза по сравнению с БТ без покрытия. Без использования правильной технологии нанесения даже самые лучшие покрытия не будут обеспечивать получение ожидаемых характеристик, так как сцепление с поверхностью трубного изделия является одним из наиболее критически-важных факторов для обеспечения длительной работы покрытия.
Этап 1. Первым этапом процесса нанесения покрытия является тщательная термическая очистка трубных изделий с целью удаления любых остатков углеводородов. Для этой цели используется предварительный обжиг трубы при температуре
400 °С и продолжительностью до 8 часов.
Этап 2. Производится абразивоструйная обработка оксидом алюминия, создающая структуру неровностей, являющаяся оптимальной для адгезии. В качестве стандарта абразивоструйной обработки использует получение белой металлической поверхности по NACE № 1, что позволяет обеспечить самый высокий уровень качества.
Этап 3. Для нанесения покрытия используется специальная система вращения и распыления, позволяющая равномерно наносить соответствующее покрытие на поверхность трубного изделия. После нанесения каждого слоя жидкого покрытия производится спекание композиции, и происходит частичное затвердевание слоя.
Этап 4. Окончательным этапом является отверждение внутреннего покрытия трубного изделия, которое вызывает образование поперечных связей в термореактивных полимерах между слоем (слоями) грунтовки с верхним слоем (слоями), вследствие чего образуется однородное покрытие, которое затем подвергается стандартным методам контроля качества. В результате этого получается высококачественное и надежное покрытие, обеспечивающее максимальную защиту от коррозии и механического износа в течение многих лет.
Наглядно это видно на микрошлифе, вырезанного из бурильной трубы с покрытием, который отработал 3 года (Рис 2).
Покрытие устойчиво ко всем типам бурового раствора и успешно используется в геотермальных скважинах и в условиях высокого давления. Покрытие порошком, наносимым методом сплавления. Покрытие обладает повышенной устойчивостью к механическому износу, всем видам буровых растворов при температуре до 2000С. По данным, предоставленным фирмой «Тюбоскоп-Ветко», являющей разработчиком материала и оборудования, за счет применения бурильных труб с внутренним покрытием при бурении скважин можно получить:
Читайте так же: Анализы для мсг маточных труб
1.Технологические эффекты направлены на:
1.1. увеличение среднего срока службы бурильных труб более чем в 2 раза;
1.2. уменьшение гидравлических потерь более чем на 10%;
1.3. уменьшение энергетических затрат при бурении, особенно при глубине более1000 м., экономия составляет более 20%;
1.4. уменьшение количества спуска — подъемных операций за счет уменьшения отказов бурильных колон более чем в два раза;
1.5. увеличивается межремонтный период бурильных труб в 1,5 раза;
2. Улучшение гидравлических характеристик.
Большая часть мощности, необходимой для перекачивания буровых растворов, расходуется на преодоление сопротивления трения о внутреннюю поверхностью колонны бурильных труб. Однако так как поверхности с покрытием являются намного более гладкими, чем стальные поверхности, они создают очень малое сопротивление для потоков жидкостей.
Препятствия, создаваемые отложениями солей, парафина или асфальтена, могут ухудшать гидравлические характеристики трубопровода. Покрытия создают гладкую, инертную, устойчивую к трению поверхность, которая приводит к тому, что парафин и большая часть карбонатных и сульфатных солевые отложения смываются с поверхности трубы еще до того, как они могут затвердеть и пристать к поверхности.
3. Экономическую эффективность, которую наглядно видно на Рисунке 3. (Данные предоставленные фирмой «Тюбоскоп-Ветко».)
График доказывает экономическую выгоду применение бурильных труб с внутренним покрытием, особенно при повторном нанесении покрытия на внутреннюю поверхность. А также доказывается, что через 7 лет напряжённой работы при бурении в осложнённых скважин и в условиях агрессивных сред, бурильная колонна остаётся работоспособной.
Добыча и буровое оборудование
Решение АО «Плакарт» — поэтапное газопламенное напыление поверхностей решетчатого теплообменника (устьевого подогревателя) металлизированным покрытием на основе алюминия на интерметаллидном подслое.
Такое покрытие обладает, благодаря подслою, стойкостью к тепловому удару, сопротивлением окислению и термоустойчивостью, благодаря основному слою — высокой коррозионной стойкостью к воздействию теплоносителя. Следы коррозии вовремя ремонта поверхности устраняются механическим путем при помощи очистки абразивно-струйным способом поверхностей трубок от ржавчины.
Упрочнение резьбовых бурильных труб после ремонта (ниппель и муфта) без изменения геометрии профиля зуба с целью увеличения срока эксплуатации труб.
Восстановление поверхности детали до номинальных размеров с последующим упрочнением.
Упрочнение внутренней поверхности цилиндра или восстановление поверхности детали до номинальных размеров с последующим упрочнением материалом на основе карбида хрома.
Замена гальванического хрома на более экологичные материалы, более стойких к агрессивным средам. Увеличение ресурса работы с 300 часов до 1000 часов.
Для обеспечения работоспособности отремонтированных замковых присоединительных резьб проведена лазерная закалка с толщиной упрочненного слоя 300-450 мкм; твердость упрочняющего слоя 45-55 HRC.
Инженерами АО «Плакарт» была спроектирована и изготовлена технологическая оснастка для установки колеса во вращатель наплавочной установки.
С помощью высокоскоростного газопламенного напыления твердосплавных покрытий мы наносим и восстанавливаем изношенные хромовые покрытия штоков гидравлики.
Метод упрочнения лазерной наплавкой обеспечивает металлургическую связь наплавленного износостойкого материала с материалом основы, что гарантирует отсутствие выкрашивания по сравнению с традиционными методами упрочнения. Лазерная наплавка значительно увеличивает срок службы деталей.
Нанесение покрытия Плакарт-04.13 на основе кобальтового сплава на выпрямитель потока, деталь циркуляционной трубы (оборудование телеметрии) бурильной колонны.
Промывочные (насосно-компрессорные) трубы служат для разбуривания цементного камня и промывки обсадных эксплуатационных колонн.
Упрочняющее покрытие Плакарт на основе карбида вольфрама методом высокоскоростного напыления предотвращает выпадение твердосплавных зубков из шарошки.
Технология повышения работоспособности резьбовых соединений за счет упрочняющих антикоррозионных покрытий, нанесенных на резьбовую поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) — находится на этапе опытно-промышленных испытаний.
Резистивиметр — электрический прибор с зондом малой длины, служащий для измерения удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей ствол скважины.
Проблема: истирание контактных площадок, сколы после наработки в 350 часов. Сложность наплавки без полного демонтажа электроники. Дорогой ремонт импортного оборудования у оригинального производителя.
Твёрдые покрытия из металлокерамики — карбидов вольфрама — гарантируют высокую продолжительность работы деталей буровой техники в жестких условиях повышенных температур и гидроабразивного износа.
Плунжеры насосов, перекачивающих химически активные среды, подвержены воздействию эрозии и коррозии. Изготовление плунжеров из специальных сталей дорого и не обеспечивает приемлемого ресурса. Нержавеющие сплавы, как правило, дороги, сложны в обработке и не обеспечивают достаточной стойкости к износу. Износостойкие коррозионно стойкие покрытия позволяют существенно снизить стоимость насоса и продлить его ресурс. Как правило, применение покрытий позволяет кратно снизить цену плунжера при кратном увеличении ресурса.
Читайте так же: Трубы rehau в перми
Напыляемые твердосплавные покрытия используются для производства втулок и подшипников, способных работать в условиях сухого трения. Использование стальных втулок и подшипников с тонкими твердосплавными покрытиями гораздо эффективнее, чем использование деталей, спеченных целиком из твердого сплава. Испытания втулок показывают, что напыленный твердосплавный слой обладает более высокой твердостью и меньшим коэффициентом трения, и показывает более высокие результаты эксплуатации, чем прессованные детали. Технологии высокоскоростного газопламенного напыления (HVOF, HVAF), плазменного напыления применяются в том числе при изготовлении защитных втулок вала, устанавливаемых в направляющие аппараты и промежуточные подшипники.
Термо-износостойкие керамические покрытия
- Защита трубопроводов от абразивного износа
- Защита от химической коррозии
- Защита от высокотемпературной коррозии
- Покрытие устойчиво к воздействию электросварки
Внутреннее антикоррозийное покрытие
ООО Энергохимкомплект занимается нанесением керамического, термоизносостойкого покрытия для агрессивных сред и высоких температур. Материал представляет собой смесь плавленой керамики на основе корунда Al2O3. Все работы производятся в соответствии с ТУ 197257-002-12606601-2010
Преимущества износостойкого покрытия:
- Защита трубопроводов от абразивного износа;
- Защита от химической коррозии;
- Защита от высокотемпературной коррозии;
- Покрытие устойчиво к воздействию электросварки;
- Небольшая толщина слоя (8+-0,5 мм.);
- Небольшой вес.
Назначение керамического покрытия
Защитное покрытие наносится на детали трубопроводов:
- Стальные трубы Дн 60 — Дн 530 мм;
- Отводы Дн 60 — Дн 530 мм (T3 — T20);
- Тройники Дн 60 — Дн 530 мм (T3 — T20).
Продукция с таким покрытием используются для гидро и пневмотранспорта абразивных материалов фракцией до 5 мм и скоростью движения до 15 м/с., в том числе в среде различных газов при температуре, а также химически агрессивных флюидов.
Сравнительная таблица покрытия и его альтернатив
| Параметр | Керамическое покрытие | Износостойкое каменное литье | Серый чугун СЧ |
|---|---|---|---|
| Толщина покрытия, мм | 3 — 4 | 20 | — |
| Плотность покрытия, г/см3 | 2,9 | 3,0 | 7,2 |
| Водопоглощение, % | 0,09 | 0,13 | не определено |
| Предел прочности при сжатии, МПа | 300. 340 | 250. 500 | 500 |
| Предел прочности при изгибе, МПа | 70. 110 | 30. 50 | 280 |
| Ударная вязкость, кДж/м2 | 1,50 | 1,25 | 3,00 |
| Модуль упругости, МПа | 102000 | 100630 | 120000 |
| Коэффициент Пуассона | 0,25 | 0,25 | не определено |
| Изностойкость, г/см2 | 0,02 | 0,30 | 0,79 |
| Твердость по Моосу | 8. 9 | 7. 8 | не определено |
| Микротвердость, ГПа | 15. 18 | 5. 9 | не определено |
| Термостойкость, кол-во теплосмен от 800 °С до 20 °С на воздухе | не менее 10 | 1 | не определено |
| Термостойкость, количество теплосмен, закалка от 800 °С до 20 °С в воду | не менее 2 | трескается | не определено |
| Теплопроводность, Вт/(м·°С), при 20° С | 2,10 | 1,52 | 51,00 |
| Удельная теплоемкость, кДж/(кг·С°) при 20° С |
1,06 | 0,77 | 0,46 |
| Температурный коэффициент линейного расширения при 20 °С, 10-6K-1 |
8,1 | 83 | 132 |
| Кислотостойкость, 20%-ная HCl, % | 98 | 89 | не определено |
| Кислотостойкость, H2SO4 (96%), % | 99 | 97 | не определено |
В сравнении с аналогами абразивостойкие внутренние покрытия имеют ряд преимуществ:
- износостойкость выше в 15 раз, чем у литого базальта;
- теплостойкость: выдерживают температуру 1200 °С;
- термостойкость: выдерживают термоудар не менее 2-ух раз при погружении трубы с покрытием, имеющей температуру 800 °С воду с температурой 20°С;
- устойчивы к воздействию электросварки;
- кислотостойкость: в соляной и серной кислотах.
Гарантия
Гарантийный срок работы изделий устанавливается 12 месяцев с момента ввода их в эксплуатацию, но не более 18 месяцев со дня выпуска при условии соблюдения заказчиком требований по транспортированию, хранению монтажу и эксплуатации указанных в ТУ.
Нанесение антикоррозийного покрытия осуществляется в собственном цеху в г. Челябинск. Для расчета цены, условий поставки или оплаты обращайтесь к менеджерам по телефону +7 (351) 796-88-55 или с помощью формы обратной связи на сайте.