Устройство предназначено для использования в области нефтепромыслового оборудования при проектировании, изготовлении, использовании и ремонте плунжерных насосов высокого давления. Скважинные штанговые насосы применяются для глубинной добычи нефти.

Для снижения себестоимости добычи нефти необходимо в значительной степени повысить надёжность этих насосов, что в значительной степени влияет на экономическую эффективность нефтедобывающих предприятий.

С целью повышения ресурса плунжеров насоса наносится на поверхность плунжера износостойкие коррозионно-стойкие металлокерамические, керамические покрытия с низким коэффициентом трения.

Среди наиболее распространённых методов упрочнения поверхности плунжера насоса высокого давления являются цементация поверхности, азотирование поверхности, гальваническое хромирование, нанесение покрытия на основе самофлюсующихся сплавов методами газотермического напыления с последующим оплавлением.

Указанные методы не обеспечивают сокращение технологических операций, а также не являются ремонтопригодными, т.е. не решается задача обеспечения экономической эффективности нефтедобывающих предприятий. Глубина износа плунжеров насосов высокого давления может быть более 2 мм, что накладывает определенные требования к технологии нанесения защитного покрытия. Наноструктурированные покрытия, наносимые методами газотермического напыления, на устройства, которые используются в промысловых службах и, в частности, в нефтегазовых скважинах, обладают высокой устойчивостью к диффузии пластовых газов и жидкостей, однако такие покрытия не обеспечивают стойкость к знакопеременным нагрузкам.

ОПИСАНИЕ

Из уровня техники известен плунжер высокого давления, предназначенный для закачки раствора для цементирования нефтяных или газовых скважин с нанесенным на его поверхность покрытием (Заявка WO2014/084754, 27.12.2012).

Данное покрытие является, во-первых, дорогим, а во-вторых, допускающим коррозию базового материала плунжера ввиду возможности проникновения жидкости через поры хромового покрытия. Кроме того, хромовое покрытие, как правило, наносится очень тонким слоем (толщина покрытия составляет 0,1 мм), что при эксплуатации плунжера приводит к его механическому повреждению и, как следствие, выходу плунжера из строя.

Техническим результатом является увеличение ресурса обрабатываемой детали, сокращение технологического цикла за счет исключения одной из операций.

Технический результат достигается тем, что плунжер насоса высокого давления содержит нанесенное на его поверхность покрытие толщиной 2-2,5 мм, причем под покрытие нанесён подслой на основе NiCr толщиной не более 0,5 мм методом высокоскоростного газопламенного напыления.

Метод высокоскоростного газопламенного напыления позволяет произвести покрытие при низкой температуре без оплавления, что исключает внесение внутренних напряжений в корпус плунжера. Нанесение подслоя высокоскоростным газопламенным методом позволяет получить покрытие, обеспечивающее более высокую адгезию с подложкой наноструктурированного покрытия.

Преимуществом данного решения является то, что нет необходимости проводить предварительную обработку поверхности в виде кольцевой клиновидной расточки, что является одним из существенных факторов, определяющих технико- экономическую привлекательность предлагаемого решения.

Также как и основной слой защитного покрытия, нанесение подслоя покрытия осуществляется на всю длину рабочей поверхности плунжера за исключением участков, прилегающих к заходным фаскам, величина каждого из которых по длине составляет не более 5 мм.

На чертеже представлен общий вид плунжера насоса высокого давления нефтепромысловой установки.

Плунжер в виде цилиндра 1 изготовлен из конструкционной или низкоуглеродистой стали. На наружную поверхность цилиндра 1 нанесен подслой 2 на основе NiCr толщиной не более 0,5 мм методом высокоскоростного газопламенного напыления. Далее на подслой 2 нанесен основной слой наноструктурированного, функционально-градиентного покрытия 2 методом высокоскоростного газопламенного напыления.

Покрытие нанесено на всю наружную поверхность 1 плунжера за исключением прилегающих к его торцам участков 3, величина каждого из которых по длине плунжера составляет не более 5 мм.

При работе плунжера двуслойное покрытие 2 предохраняет его наружную поверхность от коррозии, возникающей в результате взаимодействия с агрессивной средой. Кроме того, это защитное покрытие, обладая высокими твердостью и адгезионными характеристиками, предохраняет наружную поверхность плунжера от абразивного истирания в тяжелых условиях скважинного бурения или эксплуатации скважин.

Пример реализации 1 : Глубина коррозионного износа рабочей поверхности плунжера насоса высокого давления составила 2,1-2,3 мм на 10% поверхности. Для восстановления рабочей поверхности плунжера была проведена токарная обработка с целью удаления очагов коррозии. Далее на наружную поверхность плунжера методом высокоскоростного газопламенного напыления нанесли подслой на основе NiCr толщиной 0,3 мм. Далее на подслой был нанесен основной защитный слой методом высокоскоростного газопламенного напыления в виде наноструктурированного, функционально-градиентное покрытие на основе порошка карбида вольфрама на кобаль-хромовой связке толщиной 2 мм. Прочность сцепления составила 83-85 МПа. Твердость покрытия - 1110-1240 HV0,3. Срок службы плунжера при работе в условиях гидроабразивного изнашивания с двухслойным покрытием увеличился в 5 раз по сравнению с азотированием и 6 раз по сравнению с гальваническим хромированием.

Пример реализации 2: Для восстановления геометрии рабочей поверхности плунжера с глубиной износа не более 2,5 мм на наружную поверхность плунжера методом высокоскоростного газопламенного напыления нанесли подслой на основе NiCr толщиной 0,5 мм и основной защитный слой на основе карбида хрома на никель- хромовой связке толщиной 2 мм. Прочность сцепления составила 82,1 МПа. Срок службы плунжера в условиях повышенного содержания сероводорода с двухслойным покрытием увеличился в 6 раз по сравнению с гальваническим хромированием.