В изготовлении скважинных штанговых глубинных насосов для добычи ископаемых широко используют покрытия состава NiCrBSi (никельхромборсилиций) разных марок. Их получают газопламенным напылением. Несмотря на высокую стойкость к износу, такая поверхность склонна к разрушению. Почти 38 процентов неисправностей связаны с коррозионным растрескиванием материала под напряжением. Ученые ПНИПУ выявили основные причины этой проблемы и разработали рекомендации, которые помогут увеличить долговечность оборудования и сохранить экономическую выгоду.
В Пермском Политехе узнали, как сэкономить на замене нефтегазового оборудования / © Getty images, Unsplash+
Статья опубликована в журнале «Черные металлы». Исследование проведено в рамках программы стратегического академического лидерства «Приоритет 2030».
Элементы, которые обеспечивают работу глубинных насосов, называются плунжеры. Это пустотелые поршни, движущиеся внутри цилиндра. При перемещении вверх жидкость всасывается из скважины, а вниз — выталкивается в подъемные трубы. Для таких деталей традиционно выбирают никелевый сплав с составом покрытия NiCrBSi, предусмотренный отечественными и зарубежными стандартами. Для его получения проводят газопламенное напыление и последующее оплавление. Материал имеет высокую стойкость к износу и коррозии, но из-за состава и способа изготовления становится пористым и может содержать нерасплавленные частицы, легче подвергаясь изнашиванию.
Плунжер работает в высокоагрессивной среде с хлоридами и сероводородом, а также подвергается разрушению при многократном воздействии напряжений. Эти факторы взаимно усиливаются, нанося больше урона.
Ученые Пермского Политеха изучили поверхность деталей после эксплуатации. Для исследования использовали микроскоп и анализатор фрагментов микроструктуры твердых тел. Оказалось, что в составе нефтесодержащей среды есть существенная концентрация сероводорода (более 10 процентов) и хлоридов железа. Их наличие объясняется тем, что скважины обрабатывают соляной кислотой для растворения сульфидов, которые засоряют каналы и полости оборудования.
«Мы считаем, что при эксплуатации в средах с содержанием сероводорода и хлоридов покрытие плунжера подвергается одновременному действию коррозионного растрескивания под напряжением и контактной усталости. Трещины расположены почти перпендикулярно, что приводит к фрагментации и отшелушиванию покрытия. Чтобы ослабить влияние этих факторов, необходима коррекция содержания карбидов и боридов хрома в покрытии за счет уменьшения углерода и бора в исходном порошке», – комментирует Юрий Симонов, заведующий кафедрой «Металловедение, термическая и лазерная обработка металлов» ПНИПУ, доктор технических наук.
«Потенциальное сокращение затрат от предотвращения даже одного случая разрушения оборудования может достигать свыше 150 тысяч рублей, поэтому некоторое снижение отказов установок от коррозионного растрескивания будет иметь положительное отраслевое значение. Инвестиции в разработку новых устойчивых материалов окупятся за счет повышения надежности и уменьшения расходов на обслуживание и увеличат эффективность добычи», – поясняет Станислав Мольцен, аспирант кафедры «Металловедение, термическая и лазерная обработка металлов» ПНИПУ, директор по качеству АО «ЭЛКАМ-Нефтемаш».
Ученые Пермского Политеха предлагают снизить расходы на ремонт и замену оборудования для нефтяных насосов с помощью корректировки содержания карбидов и боридов хрома в покрытиях для деталей насосов, чтобы сделать его более устойчивым к коррозии и механическим нагрузкам.
