Способ защиты от коррозии погружного насосного агрегата путем футеровки наружной поверхности его узлов
Владельцы патента RU 2734201:
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Самара" (RU)
Изобретение относится к области получения биметаллических защитных оболочек цилиндрической формы, слои которых состоят из разнородных металлов и коаксиально собраны. Изобретение предлагается к применению в нефтедобывающей промышленности, в частности при защите погружного скважинного оборудования. Техническим результатом является увеличение межремонтного периода и наработки на отказ погружного насосного агрегата при минимизации энергетических и трудозатрат на его бесперебойное функционирование. Способ защиты от коррозии погружного насосного агрегата путем футеровки наружной поверхности его узлов заключается в размещении защищаемого узла погружного насосного агрегата внутри полого цилиндрического защитного кожуха из нержавеющей стали так, что места сочленения рабочих узлов насосного агрегата, токоввод на корпусе электродвигателя и основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой для попадания пластовой жидкости из скважины в насос не были закрыты футеровкой и зазор между наружной поверхностью защищаемого узла и внутренней поверхностью защитного кожуха был равномерным и позволял обеспечить собираемость конструкции. Торец защитного кожуха приваривается по контуру к корпусу узла насосного агрегата аргонно-дуговой сваркой с созданием непрерывного вакуумно-плотного сварного шва между ним и корпусом узла насосного агрегата и получением единой герметичной сварной конструкции. Сварные швы и незакрытые футеровкой для обеспечения своей работоспособности элементы насосного агрегата покрываются металлизационным покрытием. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области получения биметаллических защитных оболочек цилиндрической формы, слои которых состоят из разнородных металлов и коаксиально собраны. Изобретение предполагается к применению в нефтедобывающей промышленности, в частности, при защите погружного скважинного оборудования.
Подавляющее большинство из высокодебитных нефтяных месторождений в России эксплуатируются более 10-15 лет, находясь тем самым на поздней стадии разработки. Запасы нефти в таких месторождениях классифицируются как трудноизвлекаемые.
Поздняя стадия разработки месторождения характерна большим количеством осложняющих факторов, которые приводят к снижению надежности и межремонтного периода работы нефтедобывающего оборудования. Это и сильная обводненность добываемой продукции (>80%) и увеличение количества мехпримесей - песка, солей, минералов и падение забойного давления в скважине.
Наиболее эффективным в таких условиях является использование погружных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые по напору и производительности превышают характеристики других насосов. Они относятся к классу бесштанговых установок и, играют определяющую роль по объему добываемой высоковязкой нефти. Также ЭЦН отличают большие возможности в части поддержания и восстановления работоспособного состояния путем проведения ремонтных работ. Эксплуатация скважин УЭЦН является основным способом механизированной добычи нефти. Этим методом извлекается на поверхность из скважин около 2/3 от общегодовой добычи нефти в нашей стране.
Такие установки предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины и различными свойствами добываемой продукции: нефть безводная маловязкая и средней вязкости; высокообводненная нефть; смесь нефти, воды и газа с относительным объемом газовой фазы до 70%. Разумеется, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН сильно различается, так как свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. За счет переноса электропривода на забой существенно повышается КПД системы, дебит скважины (до нескольких сотен м3/сут) и напор (до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ, составляющей для разных условий эксплуатации от 200-300 суток до нескольких лет.
Такая широкая применяемость и значимость для нефтедобычи погружного оборудования в нашей стране налагает высокие требования, в первую очередь на его коррозионную и износостойкость, обусловленную агрессивной внешней средой в околозабойной зоне нефтяной скважины.
Каждый из применяемых методов защиты корпусов погружных электродвигателей (ПЭД) и секций ЭЦН от эксплуатационных и технологических факторов износа и выхода из строя оборудования имеет свою слабую сторону. Всю совокупность методов защиты от коррозии корпусов УЭЦН можно разделить на физические, химические и технологические методы.
Физические методы защиты от коррозии погружного оборудования являются наиболее предпочтительными из всех, поскольку варьирование материального исполнения и технологии этих методов позволяет добиться заранее заданной наработки на отказ погружного оборудования. Применение химических и технологических методов практически не позволяют выявить однозначную зависимость между увеличением коррозионной стойкости оборудования и подаваемыми в скважину дозами химического реагента, снижением скорости пластовой жидкости, степенью обеззараживания воды при ППД и т.д.
Одним из наиболее распространенных методов является применение электрозащиты погружного оборудования в виде катодной либо протекторной защиты. Постоянная катодная поляризация оборудования УЭЦН в среде с большой электропроводностью осуществляется от внешнего источника электрической энергии на поверхности скважины. При таком виде защиты корпусу погружного насоса придается настолько отрицательный электрический потенциал, что коррозионное разрушение металлов термодинамически невозможно. Протекторная защита основана на применении изделия из более электроотрицательного металла по отношению к металлу корпуса насоса, находящегося с ним в электрическом контакте. Данное изделие в виде длинномерного цилиндрического стержня, называемое жертвенным анодом, подвешивается в самом низу подвесной колонны и подвергается коррозионному разрушению вместо корпуса УЭЦН.
Применение полимерных и металлизационных покрытий является более простым и экономичным способом защиты погружного оборудования от агрессивных факторов в промысловых условиях. Защита покрытиями является пассивной защитой и не предусматривает специального вмешательства персонала в режим работы установки.
Несмотря на то, что стоимость процесса нанесения покрытия, например, на электропривод может доходить до 20-30% от стоимости нового ПЭД этот метод дает выигрыш за счет несопоставимого с затратами увеличения надежности погружного оборудования.
Применение коррозионно-стойких материалов применяется на стадии изготовления корпусов УЭЦН. Наиболее широко для коррозионно-стойких исполнений корпусов применяются нержавеющие стали, легированные хромом и никелем. Самым главным недостатком такого метода защиты погружного оборудования является высокая стоимость нержавеющих металлов, что сдерживает их повсеместное применение.
Известен способ катодной защиты погружного оборудования [Калимуллин А.А., Ахметгалеев Р.З., Вахитов М.Ф., Акшенцев В.Г., Вахитов Т.М., Хабибов О.Н., Деревянко P.M., Леонов В.В. Способ катодной защиты скважинного оборудования и устройство для его осуществления. Патент РФ №2230828, C23F 13/00, опубл. 20.06.2004], предусматривающий два электрических кабеля. Один, создающий разность потенциалов между точной своего подключения к обсадной колонне на поверхности скважины и анодным заземлителем и другой, между анодным заземлителем и нижней точной погружного насоса. Станция катодной защиты на поверхности подключена к анодному заземлителю и нижней точке скважинного оборудования с помощью введения дополнительной жилы в силовой кабель УЭЦН, либо через отдельный двух- или трехжильный кабель.
Данное устройство для катодной защиты повышает эффективность наложения отрицательного потенциала на защищаемые элементы оборудования за счет неизменной разности потенциалов элементов скважинного оборудования по мере удаления их расположения от дневной поверхности.
Известно устройство для катодной защиты скважинного оборудования [Мухаметшин М.М, Хасанов Ф.Ф., Гарифуллин И.Ш., Вахитов Т.М., Акшенцев В.Г. Вахитов М.Ф., Деревянко P.M., Вахитова Р.И. Устройство для катодной защиты спускаемого в скважину оборудования. Патент РФ №2254400, C23F 13/06, опубл. 20.06.2005.]. Устройство включает в себя станцию катодной защиты, подключенную на поверхности кабелем к обсадной колонне и к колонне насосно-компрессорных труб, а также к анодному заземлителю и к защищаемому оборудованию. Дополнительно в устройстве предусмотрен электрический контакт погружного насоса с обсадной колонной с помощью амортизирующей пружины, либо другого технического решения. Погружное оборудование подключено к источнику напряжения с помощью дополнительной жилы силового кабеля УЭЦН.
Реализованная в данном устройстве схема электрической защиты позволяет наложить равномерный по всей глубине скважины защитный потенциал на оборудование и исключить возможность разъедания обсадной колонны за счет ее подключения к погружному насосу.
Недостатками данных аналогов, характерными в общем для защиты УЭЦН методом катодной поляризации являются усложнение конструкции погружного оборудования за счет конструктивных и схемных дополнений в виде дополнительной жилы силового кабеля и прочих соединительных элементов, а также самой станции катодной защиты. Помимо прочего станция потребляет энергетические ресурсы и требует обслуживания рабочим персоналом скважины, что характерно для любого метода активной защиты погружного оборудования.
Известно устройство для защиты погружных электроцентробежных насосов [Сюр Т.А., Сусанов Я.М., Сергеева Л.В. Устройство для защиты глубинного оборудования добывающих скважин, преимущественно электроцентробежных насосов. Патент РФ №2327856, Е21В 41/02, опубл. 27.06.2008]. Устройство протекторной защиты включает в себя протяженный протектор в форме полнотелого цилиндра с запрессованным или впаянным внутрь него стержнем-сердечником, который имеет два противоположных вывода. Один вывод со стороны контакта протектора с корпусом погружного электродвигателя, а второй выведен из протектора и изогнут в обратную сторону с протяжением его вдоль протектора и погружного оборудования. Участки выводов стержня заизолированы. Протектор дополнительно снабжен диэлектрическими центраторами для предотвращения соударений протектора со стенками обсадной колонны при спуске. Протектор выполнен из цинкового сплава.
Применение протектора в данном исполнении повышает равномерность распределения защитного потенциала вдоль защищаемого оборудования и повышает надежность крепления протектора к нему. Дополнительно повышается взрыво- и пожаробезопасность скважины за счет выполнения протектора из цинка и использования центраторов.
Известен способ защиты погружного оборудования [Кормишин Е.Г., Аристов Б.В., Гафиятуллин Х.Х., Курбангалеев И.З., Куранин А.А. Способ защиты от коррозии погружного электроцентробежного насоса, подвешенного на колонне насосно-компрессорных труб. Патент РФ №2435940, Е21В 41/02, опубл. 10.12.2011]. Данный способ защиты реализован путем размещения в стволе скважины протектора в виде длинномерного полнотелого цилиндра с изоляцией контакта со стенками скважины. Протектор соединен с защищаемым оборудованием путем подвеса к нижней его точке.
Корпус насоса дополнительно изолирован от стенок обсадной колонны центраторами изоляторами, выполненными из материала, имеющего одинаковый электродный потенциал с корпусом насоса. Центраторы выполнены оребренными с диэлектрическими прокладками на ребрах. При этом корпус верхнего центратора-изолятора выполняют в виде цилиндрической втулки и располагают на подвесном патрубке насоса над ним. Нижний центратор выполняют в виде цельного корпуса, снабжают наружной и внутренней присоединительными резьбами и соединяют переходником с компенсатором гидрозащиты насоса под ним. Протектор переходником присоединяют к нижнему центратору-изолятору.
В скважинах с большой кривизной ствола жертвенные протекторы позволяют достаточно эффективно защищать погружное оборудование от коррозии, но в случае скважин с большой кривизной ствола корпус насоса касается стенок обсадной колонны и бьется от них во время спуско-подьемных операций. В результате этого корпус в местах взаимодействия повреждается и интенсивно корродирует. Использование центраторов-изоляторов повышает эффективность применения протекторной защиты в скважинах с большой кривизной ствола и увеличивает межремонтный период работы оборудования.
Несмотря на преимущества применения жертвенных анодов в известных способах протекторной защиты эти способы обладают общими для своего класса методов защиты недостатками. Для этих элементы защиты вводятся дополнительные соединительные узлы, подвеска УЭЦН становится более громоздкой, утяжеляется, удлиняется и усложняется. Дополнительное утяжеление элементов погружной колонны приводит к увеличению риска обрыва и так называемого полета УЭЦН.
Для защиты погружного оборудования от коррозии могут применяться защитные полимерные покрытия [Абасова С.М. Анализ работы и антикоррозионная полимерная защита деталей погружных центробежных насосов // Восточно-Европейский научный журнал. - 2016. - №12. - С60-66]. Применение данного известного метода защиты ограничено рядом их недостатков. Малая твердость способствует задирам при спуске и быстрому абразивному износу мехпримесями. Низкая теплопроводность полимеров приводит к перегреву ПЭД. Узкий диапазон эксплуатации в области отрицательных температур ограничивает проведения операций спуска-подъема оборудования в зимний период. Меньшая по сравнению с металлизированными покрытиями адгезионная прочность даже при должной подготовке поверхности приводит к подпленочной коррозии.
Другим известным изоляционным методом защиты погружного оборудования является металлизация различными методами корпусов УЭЦН [Лурье А.З. Применение износостойких покрытий для сокращения затрат и снижения рисков при добыче трудноизвлекаемых запасов // Инженерная практика. - 2015. - №12; Лурье А.З. Применение металлических покрытий для ремонта, защиты от коррозии и увеличения ресурса деталей и технологического оборудования в нефтедобыче // Инженерная практика. - 2015. - №4. - С62-67; Скрипко С.А. ДЕЛЬТА 5+ «НЕОЦИНК» - эффективная защита НКТ в коррозионном фонде // Территория нефтегаз. - 2011. - №1(18). - С. 26-27].
Данных по успешному применению металлизационных покрытий для погружного оборудования на отечественных месторождениях намного больше, нежели данных по полимерным покрытиям. Преимущества металлизационных покрытий заключаются в пассивности метода, возможности применения его для ремонта уже поврежденных корпусов УЭЦН, варьировании в широком диапазоне технологий нанесения, толщины и твердости покрытия под конкретные условия эксплуатации. Металлизационные покрытия практически полностью изолируют защищаемую поверхность от агрессивной среды. За счет повышения коррозионной стойкости изделий снижается коэффициент трения и, как следствие, предотвращается схватывание.
Несмотря на очевидные и многочисленные преимущества применения металлизации для защиты от коррозии корпуса УЭЦН этот метод имеет один серьезный недостаток. В случае спуска насосного агрегата в скважину, в особенности с большой кривизной ствола подвесное оборудование соударяется со стенками обсадной колонны. При соударениях на металлизационном покрытии возникают дефекты - царапины и задиры, которые впоследствии при соприкосновении с пластовым флюидом становятся очагами коррозии.
Из уровня техники наиболее близким техническим решением, принятым за прототип, является способ изготовления биметаллической трубы [Савицкий А.П. Способ изготовления биметаллической трубы. Патент РФ №2438842, B23K 1/008, B23K 101/06, В32В 15/01. опубл. 10.01.2012]. Данный способ включает компоновку заготовки из двух коаксиально установленных труб, герметичное заваривание заглушкой одного конца сборки, размещение припоя в сборке и приваривание к верхней части сборки патрубка. Сборка устанавливается в вертикальное положение заглушкой вниз и к верхнему патрубку присоединяется насос и баллон с безокислительным газом. Сборка вакуумируется и помещается в вертикальную печь, где нагревается до температуры плавления припоя. Расплавленный припой нагнетается в зазор между трубами с помощью сжатого газа, после чего сборка вынимается из печи с обеспечением кристаллизации припоя в зазоре под давлением. После охлаждения приваренные заглушка и патрубок обрезаются.
Недостатками способа является то, что вышеописанный процесс получения металлической структуры неприменим для футеровки погружного двигателя и секций насоса. В частности, помещение в печь для расплавления припоя с Тпл порядка 1000°С.
Кроме того способ, выбранный в качестве прототипа, характеризуется высокой энергозатратностью и длительностью.
Задачами, на решение которых направлен заявляемый способ, является повышение коррозионной стойкости узлов погружного электроцентробежного насоса без применения конструктивных решений, чрезмерно увеличивающих массо-габаритные характеристики подвесного оборудования и не требующих энергозатрат и обслуживания персонала, а также сохранение элементами противокоррозионной защиты своих изолирующих свойств при задирах и царапинах на них во время спускоподъемных операций, особенно в скважинах с высокой кривизной ствола.
Техническим результатом, достигаемым при решении поставленных задач, является увеличение межремонтного периода и наработки на отказ погружного насосного агрегата при минимизации энергетических и трудозатрат на его бесперебойное функционирование.
Указанный технический результат достигается тем, что способ защиты от коррозии погружного насосного агрегата путем футеровки наружной поверхности его узлов включает размещение ступени электроцентробежного насоса или погружного электродвигателя обычного исполнения внутри полого цилиндрического кожуха из нержавеющей стали, таким образом, чтобы места сочленения рабочих узлов насосного агрегата, токоввод на корпусе электродвигателя и основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой для попадания пластовой жидкости из скважины в насос не были закрыты футеровкой и зазор между наружной поверхностью защищаемого узла и внутренней поверхностью защитного кожуха был равномерным и позволял обеспечить собираемость конструкции. Торец защитного кожуха приваривается по контуру к корпусу узла насосного агрегата аргонно-дуговой сваркой с созданием непрерывного вакуумно-плотного сварного шва между ним и корпусом узла насосного агрегата и получением единой герметичной сварной конструкции. Сварные швы покрываются металлизационным покрытием в виде нержавеющей стали, нанесенной методом высокоскоростного газопламенного напыления или электродуговой металлизацией. Незакрытые футеровкой поверхности насосного узла после его полной сборки металлизируются защитным слоем нержавеющей стали
В частном случае реализации заявляемого изобретения обеспечение равномерности зазора между корпусом насосного узла и защитным кожухом обеспечивается размещением между ними после их коаксиального совмещения нескольких клиновидных вставок, фиксирующих их взаимное соосное расположение.
Другим частным случаем реализации изобретения является заполнение равномерного воздушного зазора между корпусом насосного узла и защитным кожухом теплопроводящим герметиком для интенсификации отвода тепла от корпуса насосного узла.
Ступень насоса и тем более погружной электродвигатель являются тепловыделяющими устройствами, работающими при повышенных температурах (до 130-140°С в забое скважины) и их тепловой режим работы лимитируется температурой плавления изоляции статорной обмотки, от которого зависят максимальная температура эксплуатации, минимальная скорость омывающей двигатель среды и удельная мощность двигателя на метр его длины. Защитная оболочка и воздушный зазор между ней и корпусом насосного узла неизбежно ухудшают теплоотвод и этот эффект необходимо минимизировать.
Защитный кожух наиболее целесообразно выполнять из наиболее распространенных марок легированных сталей, обладающих хорошей свариваемостью и стойкостью к точечной и межкристаллитной коррозии - 12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т, AISI 304, AISI 316 и т.д.
Защитный кожух, защищающий корпус электродвигателя и нижнюю ступень насоса, не должен закрывать токоввод на корпусе электродвигателя, к которому подсоединяется питающий его кабель и основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые пластовая жидкость из скважины поступает в насос. Ввиду того, что секции насосного агрегата защищены футеровкой и выполнены в обычном, а не коррозионностойком исполнении, незащищенные поверхности должны быть покрыты изолирующим слоем монели или нержавеющей стали, нанесенным высокоскоростным газотермическим напылением или электродуговой металлизацией. Таким же образом должны быть защищены области сварных швов.
При сравнении заявляемого технического решения с известным уровнем техники, признаки, отличающие его от аналогов и прототипа, не были выявлены, что позволяет считать заявляемое изобретение соответствующим критерию «новизна».
Заявляемый способ и его осуществление иллюстрируются представленным схемным чертежом сварной конструкции в разрезе, состоящей из статорного корпуса погружного двигателя 1 с запрессованным в него статором двигателя 4 с намоткой 5, коаксиально размещенного внутри защитной оболочки из нержавеющей стали 2 и соединенной с ним сварным швом 3.
Заявляемый способ защиты от коррозии погружного насосного агрегата путем футеровки наружной поверхности его узлов на примере защиты статорного корпуса погружного электродвигателя осуществляется следующим образом+
Статорный корпус 1 с запрессованным в него пакетом статора 4 и находящейся внутри обмоткой 5 коаксиально размещается с необходимым для этого равномерным технологическим зазором внутри защитной оболочки 2 в виде электросварной трубы из нержавеющей стали. При этом торцы корпуса, к которым при сборке двигателя присоединяются верхняя головка с узлом токоввода, и нижняя головка с перепускным клапаном остаются открытыми. После чего дуговой сваркой в среде защитного газа создается круговое вакуумно-плотное сварное соединение 3 между корпусом и защитной оболочкой. Сварные швы и незащищенные футеровкой поверхности электродвигателя после его полной сборки металлизируются защитным слоем нержавеющей стали методом высокоскоростного газопламенного напыления или электродуговой металлизацией.
1. Способ защиты от коррозии погружного насосного агрегата путем футеровки наружной поверхности его узлов, заключающийся в размещении ступени электроцентробежного насоса или погружного электродвигателя обычного исполнения внутри полого цилиндрического защитного кожуха из нержавеющей стали таким образом, чтобы места сочленения рабочих узлов насосного агрегата, токоввод на корпусе электродвигателя и основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой для попадания пластовой жидкости из скважины в насос не были закрыты футеровкой и зазор между наружной поверхностью защищаемого узла и внутренней поверхностью защитного кожуха был равномерным и позволял обеспечить собираемость конструкции, после чего торец защитного кожуха приваривается по контуру к корпусу узла насосного агрегата аргонно-дуговой сваркой с созданием непрерывного вакуумно-плотного сварного шва между ним и корпусом узла насосного агрегата и получением единой герметичной сварной конструкции, причем сварные швы и незакрытые футеровкой для обеспечения своей работоспособности элементы насосного агрегата покрываются металлизационным покрытием.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что равномерность зазора между корпусом насосного узла и защитным кожухом обеспечивается несколькими клиновидными вставками, фиксирующими их взаимное расположение после коаксиального размещения узла насоса внутри защитного кожуха.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что зазор между насосным узлом и защищающим его защитным кожухом заполнен теплопроводящим герметиком для интенсификации отвода тепла от корпуса футерованного электродвигателя с целью сохранения неизменным температурного диапазона его работы после футеровки.
