本發明涉及材料技術領域，尤其涉及一種NiCrBSiMnWC耐磨蝕抽油桿的制備方法。
背景技術：
油田經過多年開發，現在已經到了中、后期，隨著油井含水量的增加，因磨蝕造成的油井維護工作量所占比例大幅上升，而且有逐漸上升的趨勢。磨蝕是磨損和腐蝕相互作用的總稱，抽油桿偏磨問題，實質是磨蝕問題。因油井磨蝕造成抽油桿過早報廢，使人力、物力的投入急劇增加，浪費嚴重。
目前油田的開發己進入高含水期，部分油田的含水量高達94.5％，井液中含有腐蝕性介質，采出液的礦化度高，由于化學腐蝕和電化學腐蝕的雙重作用，導致抽油桿的嚴重腐蝕，進而造成了油井故障。如勝利采油廠采出井液中分解水的溶解氧含量達0.02～0.12mg/L，硫酸還原菌含量達10～104個/mg，總礦化度達10000～30000mg/L，天然氣中CO2含量在0.2％～2％之間，有的高達10％以上；55％的井內抽油桿有明顯的腐蝕形貌。服役條件下，油井內含量較高的Cl-、S2-離子與抽油桿表面作用后，首先使表面產生腐蝕裂紋，在隨后的拉伸交變載荷作用下，裂紋發生疲勞擴展，并最終導致抽油桿疲勞斷裂，從而使其失效，所以，抽油桿的主要失效型式是腐蝕疲勞斷裂。
抽油桿在使用過程中，除了腐蝕問題之外，還伴有磨損。腐蝕和磨損的結合，比單純的腐蝕或磨損危害更大，原因是磨損會除去設備表面上起緩蝕作用的腐蝕層，從而加速腐蝕面的磨損造成設備故障甚至停產，使油井產量下降。近幾年來，由于井液中含水升高，為了穩定原油產量，勢必要增大泵沖次，這就進一步加劇了抽油桿的磨損。因有桿泵井磨蝕造成的報廢井、待修井、作業井井次正在逐年上升，以勝利油田東辛采油廠為例，目前發現存在磨蝕井占抽油機井的27％，占抽油井開井數的44％，因磨蝕造成的維護工作量占總維護工作量的35％左右，其它采油廠和油田也存在類似問題。這些都嚴重影響著我國油田高效、低耗生產的發展，如何解決磨蝕問題已經成為采油工程長期的重點工作。
技術實現要素：
本發明的目的在于提出一種NiCrBSiMnWC耐磨蝕抽油桿的制備方法，能夠使得抽油桿耐磨蝕。
為達此目的，本發明采用以下技術方案：
一種NiCrBSiMnWC耐磨蝕抽油桿的制備方法，其包括：
(1)將抽油桿進行表面處理，去除氧化皮、油脂及污垢；
(2)對表面處理后的抽油桿進行噴砂粗化，粗糙度大于Ra25；
(3)NiCrBSiMn粉末與WC粉末按照重量比4-10:1混合，加入硅酸鈉研磨，研磨均勻，加入水形成料漿；
(4)將料漿涂覆于粗化后的抽油桿表面，150-200℃下烘干；
(5)涂覆自保護材料，150-200℃下烘干；
(6)在高頻加熱設備中熔覆，涂層厚度為700-800μm，得到所述耐腐蝕抽油桿。
本發明所述的NiCrBSiMn粉末組成按質量含量為Cr 10-14％，B 3-4％，Si 3.75-4.75％，C 0.65-0.75％，Mn 4-7％，Ni余量。
對涂層進行分析可知，其物相構成主要由Ni基固溶體、Cr3C2、Cr7C3和CrB和Ni2B等，所述涂層中的脫氧活性元素和B氧化損失較少，從而在涂層中形成金屬間化合物，同時，由于Mn的存在，與基體中的鐵形成錳鋼，提高了涂層的耐磨性。
本發明得到的NiCrBSiMnWC涂層顯微硬度為910-1130HV0.2，遠遠高于基體的顯微硬度，增加了其耐磨蝕性能。
具體實施方式
下面通過具體實施方式來進一步說明本發明的技術方案。
實施例1
一種NiCrBSiMnWC耐磨蝕抽油桿的制備方法，其包括：
(1)將抽油桿進行表面處理，去除氧化皮、油脂及污垢；
(2)對表面處理后的抽油桿進行噴砂粗化，粗糙度大于Ra25；
(3)NiCrBSiMn粉末與WC粉末按照重量比4-10:1混合，加入硅酸鈉研磨，研磨均勻，加入水形成料漿；
(4)將料漿涂覆于粗化后的抽油桿表面，150-200℃下烘干；
(5)涂覆自保護材料，150-200℃下烘干；
(6)在高頻加熱設備中熔覆，涂層厚度為700-800μm，得到所述耐腐蝕抽油桿。
得到的涂層顯微硬度為910-1130HV0.2，遠遠高于基體的顯微硬度，增加了其耐磨蝕性能。