Протекторное устройство для скважинного оборудования, скважинный узел и способ протекторной защиты

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, и в частности к протекторным устройствам для скважинного оборудования, используемым для защиты от коррозии скважинного оборудования. Технический результат – увеличение срока эксплуатации протекторного устройства. Коррозионный скважинный узел содержит скважинное оборудование и протекторное устройство, непосредственно или косвенно присоединенное к скважинному оборудованию посредством резьбы, предусмотренной на выступающем конце армирующего элемента протекторного устройства. Протекторное устройство содержит: удлиненный протектор по существу цилиндрической формы и армирующий элемент по существу цилиндрической формы, продолжающийся через весь протектор и содержащий концы, которые выступают за пределы протектора, причем оба выступающих конца снабжены резьбой. При этом на поверхности протектора предусмотрено множество канавок. Армирующий элемент выполнен составным и содержит по меньшей мере две части, жестко соединенные друг с другом посредством соединительного элемента, который выполнен по существу цилиндрической формы, причем диаметр соединительного элемента меньше диаметра составных частей армирующего элемента. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, и в частности, к протекторным устройствам для скважинного оборудования, используемым для защиты от коррозии скважинного оборудования.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Широко известно применение катодной защиты для обеспечения электрохимической защиты от коррозии сооружений, металлических и железобетонных сооружений, контактирующих с грунтом с высоким содержанием солей, морской водой и другими электролитическими средами. Принцип катодной защиты основан на наложении отрицательного потенциала на защищаемый объект. Сдвиг потенциала защищаемого металлического объекта осуществляется с помощью внешнего источника постоянного тока (например, станции катодной защиты).

Однако в условиях, в которых сложно обеспечить электрическое соединение защищаемого объекта с внешним источником постоянного тока, а также гарантировать надежность такого соединения, находит применение протекторная защита. Для ее осуществления защищаемый объект соединяют с протекторным анодом, изготовленным из металла, более электроотрицательного относительно защищаемого объекта. При этом поверхность защищаемого объекта становится эквипотенциальной и на всех её участках протекает только катодный процесс.

В нефтяной промышленности протекторная защита наиболее часто используется для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования, например, бурильного оборудования или добывающих насосов. Коррозия наружной поверхности корпуса скважинного оборудования, подвешенного на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважине, возникает из-за высокой коррозионной активности текучей среды, заполняющей скважину.

В наиболее типичном случае для защиты от коррозии погружного электроцентробежного насоса, подвешенного на колонне НКТ, в качестве протектора используют гальванический протектор, выполненный из материала, имеющего электродный потенциал, меньший по сравнению с материалом корпуса электроцентробежного насоса.

Такое протекторное устройство описано например в патенте RU 2231629 С1 «СПОСОБ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА, ПОДВЕШЕННОГО НА КОЛОННЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ» (МПК E21B41/02, опубл. 27.06.2004). Известный протектор выполняют в форме длинномерного цилиндрического стержня с армированием по центру стальной проволокой. Протектор размещают в поднасосном пространстве в стволе скважины с изоляцией контакта со стенками скважины. Контакт протектора с корпусом электроцентробежного насоса осуществляют через стальную армирующую проволоку.

Недостатками известного устройства является необходимость выполнения цилиндрического стержня достаточно длинным для обеспечения большой площади поверхности протектора, недостаточная жесткость конструкции протектора и повышенный риск слома протектора при спуске протектора в скважину и в ходе длительной эксплуатации, а также невозможность последовательного соединения нескольких протекторов для увеличения анодной массы и срока эксплуатации протекторного устройства.

Также в уровне техники известен скважинный инструмент, описанный в публикации WO 2014/079961 A1 «DOWNHOLE TOOL» (МПК E21B41/02, опубл. 30.05.2014). Известное устройство содержит корпус, выполненный из первого металла, колеса, каждое из которых расположено на колесном рычаге и выступает от корпуса инструмента, а также жертвенный анод, выполненный из второго металла и расположенный в соединении с корпусом инструмента, причем второй металл имеет более отрицательный электрохимический потенциал, чем первый металл.

В качестве скважинного инструмента упоминается скважинный трактор, причем известное решение предусматривает использование множества жертвенных анодов, расположенных или в соответствующих канавках в корпусе инструмента, или в отделении в виде магазина или кассеты, в котором жертвенные аноды расположены параллельно друг другу.

Недостатками известного устройства является отсутствие универсальности, т.е. необходимость его использования со специально разработанным или модернизированным скважинным оборудованием, характеризующимся наличием специальных канавок или отделения для размещения жертвенных анодов. Другим недостатком является недостаточная жесткость конструкции протектора в виду отсутствия каких-либо армирующих элементов. Наконец, использование известного устройства в варианте с множеством параллельно расположенных жертвенных анодов может привести к значительному сокращению площади поперечного сечения скважины, и следовательно, снижению расхода жидкости, поднимаемой на поверхность или закачиваемой в скважину в зависимости от используемого скважинного оборудования.

Кроме того, в уровне техники известно устройство для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования, описанное в патенте RU 137329 U1 (МПК E21B41/02, опубл. 10.02.2014), являющееся наиболее близким аналогом к заявляемому устройству. Известное устройство содержит длинномерный протектор со стержневым армирующим элементом, причем на поверхности части армирующего элемента, выступающей за край протектора, нанесена резьба, на поверхности части армирующего элемента, находящейся в теле протектора, выполнены выемки, на наружной поверхности протектора выполнены продольные ребра. Известный протектор может быть выполнен со сквозным армирующим элементом с конической резьбой на обоих его концах. При необходимости увеличения значения токоотдачи для защиты скважинного оборудования используют несколько соединенных между собой устройств посредством муфт. В поперечном сечении устройство имеет форму шестеренки за счет выполнения продольных ребер на поверхности протектора. Данная геометрия обеспечивает беспрепятственное протекание пластовой жидкости вдоль протектора.

Известное решение преодолевает сразу несколько проблем других решений уровня техники, однако характеризуется значительной массой устройства для защиты от коррозии из-за использования сквозного армирующего элемента.

Таким образом, несмотря на попытки улучшить эксплуатационные характеристики протекторных устройств для скважинного оборудования по-прежнему остается актуальной проблема разработки надежного и долговечного устройства для защиты скважинного оборудования от коррозии, которое бы характеризовалось улучшенными эксплуатационными характеристиками, включая уменьшенную массу устройства.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технической задачей изобретения является снижение массы протекторных устройств для скважинного оборудования, в частности, устройств, прикрепляемых стандартными муфтами и переводниками к скважинному оборудованию для защиты оборудования от коррозии.

Таким образом, настоящее изобретение направлено на разработку протекторного устройства для скважинного оборудования, которое характеризуется уменьшенной массой устройства при одновременном увеличении полезной анодной массы протектора, что обеспечит увеличение срока эксплуатации протекторного устройства. А кроме того, настоящее изобретение направлено на разработку такого устройства, которое характеризуется улучшенными защитными свойствами протектора, повышенной надежностью при эксплуатации, а также универсальностью применения благодаря своей конструкции.

Для решения этой задачи в одном из аспектов изобретения предложено протекторное устройство для скважинного оборудования, содержащее:

удлиненный протектор по существу цилиндрической формы, и

армирующий элемент по существу цилиндрической формы, продолжающийся через весь протектор и содержащий концы, которые выступают за пределы протектора, причем оба выступающих конца снабжены резьбой,

при этом на поверхности протектора предусмотрено множество канавок, и

армирующий элемент выполнен составным и содержит по меньшей мере две части, жестко соединенные друг с другом посредством соединительного элемента, который выполнен по существу цилиндрической формы, причем диаметр соединительного элемента меньше диаметра составных частей армирующего элемента.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором протектор изготовлен из протекторного сплава, предпочтительно, из алюминиевого сплава.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором армирующий элемент и соединительный элемент изготовлены из стали.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором на поверхности протектора предусмотрено от 2 до 12 канавок, предпочтительно, от 6 до 10 канавок, наиболее предпочтительно, 8 канавок.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором канавки равномерно распределены по поверхности протектора.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором канавки продолжаются по всей длине протектора или по части длины протектора.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором на по меньшей мере одном из концов протектора предусмотрен сужающийся участок.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором сужающийся участок образует конусную поверхность, причем угол между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства составляет от 10 до 20 градусов, предпочтительно, от 12 до 16 градусов, наиболее предпочтительно, 14 градусов.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором на по меньшей мере одном из концов протектора предусмотрен концевой участок меньшего диаметра, чем диаметр остальной части протектора.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором на по меньшей мере одном из концов протектора предусмотрен концевой участок меньшего диаметра, чем диаметр остальной части протектора, причем сужающийся участок, предусмотренный на конце протектора, на котором предусмотрен концевой участок меньшего диаметра, выполнен с образованием плавного перехода к участку меньшего диаметра.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором участок меньшего диаметра выполнен сужающимся по меньшей мере на части своей длины с образованием конусной поверхности, причем угол между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства составляет от 15 до 25 градусов, предпочтительно, от 18 до 22 градусов, наиболее предпочтительно, 20 градусов.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором составные части армирующего элемента и/или соединительный элемент выполнены по существу сплошными или полыми.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором длина каждой из составных частей армирующего элемента составляет от 25% до 40% длины протекторного устройства, предпочтительно, от 30% до 35% длины протекторного устройства, и наиболее предпочтительно 33%.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором соединительный элемент и каждая из составных частей армирующего элемента имеют одинаковую длину.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором на составных частях армирующего элемента предусмотрены кольцевые проточки.

В одном из дополнительных вариантов предложено устройство, в котором соединительный элемент соединен с каждой из составных частей армирующего элемента посредством резьбы.

В одном из дополнительных аспектов предложен коррозионностойкий скважинный узел, содержащий скважинное оборудование и протекторное устройство по первому аспекту изобретения, непосредственно или косвенно присоединенное к скважинному оборудованию посредством резьбы, предусмотренной на выступающем конце армирующего элемента протекторного устройства.

В одном из дополнительных вариантов предложен узел, содержащий по меньшей мере одно дополнительное протекторное устройство, последовательно присоединенное к первому протекторному устройству посредством муфты.

В одном из еще дополнительных аспектов изобретения предложен способ протекторной защиты скважинного оборудования, включающий в себя этапы, на которых к скважинному оборудованию присоединяют протекторное устройство по первому аспекту изобретения с образованием скважинного узла по второму аспекту изобретения, осуществляют спуск и последующую эксплуатацию собранного скважинного узла.

Таким образом, выполнение протекторного устройства с составным армирующим элементом из по меньшей мере двух частей, жестко соединенных друг с другом посредством соединительного элемента, который выполнен по существу цилиндрической формы, причем диаметр соединительного элемента меньше диаметра составных частей армирующего элемента, позволяет изготовить протекторное устройство, масса которого меньше массы протекторного устройства со сплошным сквозным армирующим элементом, известного из уровня техники.

Более того, при этом обеспечивается технический результат, состоящий в увеличении общего срока эксплуатации протекторного устройства при сохранении других эксплуатационных характеристик. В частности, увеличивается анодная масса протектора, благодаря тому, что часть объема протекторного устройства, заполненная в прототипе материалом армирующего элемента, в предложенном устройстве заполнена протекторным сплавом. А благодаря использованию жесткого соединительного элемента, который выполнен по существу цилиндрической формы, по-прежнему обеспечивается надежное соединение составных частей армирующего элемента, что позволяет соединять протекторные устройства друг с другом для увеличения полезной анодной массы и обеспечения большей эффективности протекторной защиты. Кроме того, по-прежнему обеспечивается высокая прочность устройства в целом, что позволяет его использовать в качестве центратора при спуске скважинного оборудования в скважину для защиты спускаемого скважинного оборудования от механических воздействий без необходимости присоединения дополнительных устройств. Также, уменьшенная масса протекторного устройства может давать дополнительные преимущества в удобстве хранения, транспортировки и монтажа.

Аналогичными преимуществами также характеризуется антикоррозионный скважинный узел, содержащий описанное выше протекторное устройство. В частности, за счет увеличения общего срока эксплуатации протекторного устройства обеспечивается более продолжительная и надежная защита скважинного оборудования. Следовательно, предложенный скважинный узел характеризуется лучшими антикоррозионными свойствами и более длительным сроком эксплуатации. Аналогично, предложенный способ протекторной защиты с использованием предложенного протекторного устройства является более эффективным и обеспечивает надежную защиты в течение более длительного срока эксплуатации.

В последующем описании, показаны и более подробно описаны варианты осуществления предложенного изобретения. Следует понимать, что изобретение допускает другие варианты осуществления, и некоторые их детали допускают модификацию в различных очевидных аспектах без отступления от изобретения, как изложено и описано в последующей формуле изобретения. Соответственно, чертежи и описание, по характеру, должны рассматриваться в качестве иллюстративных, а не в качестве ограничительных.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 схематично показан общий вид примерного варианта осуществления протекторного устройства.

На фиг.2 показан вид спереди протекторного устройства по фиг.1 при его горизонтальном расположении.

На фиг.3 показан вид сбоку протекторного устройства по фиг.1. при его горизонтальном расположении.

На фиг.4 показан вид спереди в разрезе протекторного устройства по фиг.1 при его горизонтальном расположении.

На фиг.5 показан в увеличенном виде один из концов составной части армирующего элемента протекторного устройства по фиг.1

На фиг.6 показан в увеличенном виде другой из концов составной части армирующего элемента протекторного устройства по фиг.1

На фиг.7 показан в увеличенном виде соединительный элемент протекторного устройства по фиг.1

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, и специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.

Способы, раскрытые в настоящем описании, содержат один или несколько этапов или действий для достижения описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.

Настоящее изобретение относится к нефтяной промышленности, и в частности, к протекторным устройствам для скважинного оборудования, используемым для защиты от коррозии скважинного оборудования, особенно оборудования, эксплуатируемого в агрессивных средах с повышенной кислотностью, минерализацией, в условиях высоких температур, например, в средах с повышенным содержанием сероводорода и углекислого газа.

В целом со ссылкой на фиг.1-7 чертежей, предложено протекторное устройство 1 для скважинного оборудования (не показано), содержащее: удлиненный протектор 2 по существу цилиндрической формы, и армирующий элемент 3 по существу цилиндрической формы, продолжающийся через весь протектор 2 и содержащий концы 4, 5, которые выступают за пределы протектора 2, причем оба выступающих конца 4, 5 снабжены резьбой (не показана на фиг.1), при этом на поверхности протектора 2 предусмотрено множество канавок 6, и армирующий элемент 3 выполнен составным и содержит по меньшей мере две части 31, 32, жестко соединенные друг с другом посредством соединительного элемента 33, который выполнен по существу цилиндрической формы, причем диаметр соединительного элемента 33 меньше диаметра составных частей 31, 32 армирующего элемента 3, причем протектор 2 выполнен такой формы, чтобы тело протектора взаимодействовало с армирующим элементом 3 на участках, образованных составными частями 31, 32, а также на участке, образованном соединительным элементом 33.

На фиг. 4 показано только две составных части 31, 32 армирующего элемента 3, соединенных одним соединительным элементом 33. Однако следует понимать, что в некоторых вариантах осуществления изобретения, может использоваться большее число составных частей, например, три, четыре, пять и более, соединенных соответствующим числом соединительных элементов, например, двумя, тремя, четырьмя и более соединительными элементами. Армирующий элемент располагается соосно с протектором, отклонение осей армирующего элемента и протектора не должно превышать 6 мм для равномерного распределения массы протектора вокруг армирующего элемента.

В предпочтительном варианте осуществления предложенного устройства, протектор изготовлен из протекторного сплава, предпочтительно, из алюминиевого сплава, а армирующий элемент и соединительный элемент изготовлены из стали. В качестве неограничивающего примера, протектор может быть изготовлен из сплава марки АЦ5Мг5 или АЦКМ. Так например, может использоваться протекторный сплав, основу которого составляет алюминий марки А85, в состав входят добавки цинк Цв0, магний Мг95, а также легирующие добавки цирконий Цр, индий Ин00. Более частный неограничивающий пример протекторного сплава на алюминиевой основе имеет следующий химический состав (в масс.%): Zn – 4,0%-5,2%, Mg – 3,3%-4,2%, Mn – не более 0,2%, Si – до 0,2%, Fe – до 0,3%, Cu – до 0,02%, Ni – до 0,006%, Al и примеси - остальное. Так же могут быть использованы магниевые и цинковые сплавы. Армирующий элемент и соединительный элемент могут быть выполнены из стали марки Ст3 по ГОСТ, например, Ст3пс3-II. Также при производстве могут быть использованы другие сплавы и материалы, имеющие схожие характеристики прочности, твердости и электропроводности.

Протекторное устройство изготавливают стандартными способами, известными в уровне техники. Например, протекторное устройство может быть изготовлено методом литья в кристаллизатор из алюминиевого протекторного сплава с добавками магния цинка, для улучшения свойств сплава и работоспособности устройства в целом. Благодаря изготовлению методом литья в кокиль протекторное устройство имеет монолитную конструкцию армирующего элемента с протектором, как будет описано подробнее ниже. Это обеспечивает надежный электрический контакт между телом протектора и армирующим элементом, выступающим в роли сердечника, на протяжении всего срока службы протекторного устройства.

Как уже было отмечено, удлиненный протектор 2 выполняют по существу цилиндрической формы. Под удлиненным протектором следует понимать такой протектор, длина которого значительно превышает его остальные размеры, например, длина превышает диаметр протектора в несколько раз. Благодаря предложенной конструкции и используемым материалам, протекторное устройство может быть достаточно компактным. В качестве неограничивающего примера, протектор может иметь диаметр от 90 мм до 120 мм, а длина протекторного устройства составляет 1,5 метра. Таким образом, соотношение диаметра протектора к длине всего устройства составляет от 1:12,5 до 1:16, в других предпочтительных вариантах, данное соотношение может составлять от 1:10 до 1:20 с сохранением всех эксплуатационных характеристик. Тогда как, например, устройство, известное из уровня техники и описанное в документе RU 2231629, имеет диаметр 50 мм и длину 6 м (соотношение 1:120). Следовательно, предложенная геометрия протекторного устройства может давать дополнительные преимущества в удобстве хранения, транспортировки и монтажа.

В предпочтительном варианте осуществления устройства на поверхности протектора предусмотрено от 2 до 12 канавок, предпочтительно, от 6 до 10 канавок, наиболее предпочтительно, 8 канавок. Вариант осуществления изобретения с 8 канавками проиллюстрирован на фиг. 3 чертежей. Выполнение канавок на поверхности протектора приводит к образованию продольных ребер на наружной поверхности протектора, что придает протекторному устройству дополнительную жесткость, исключая его повреждение, например, при спуске в скважину. Это повышает надежность устройства в целом. Выбирая количество канавок следует иметь в виду нижеследующее.

При увеличении количества канавок, выполненных в протекторе, увеличивается площадь поверхности протектора, что увеличивает эффективность протекторной защиты. Следует понимать, что при протекторной защите скважинного оборудования, имеющего большие габариты (большую площадь поверхности), следует выбирать протекторные устройства с большой площадью протектора. Так, например, можно выбирать протекторные устройства с большим количеством канавок в протекторе. Однако следует также понимать, что увеличение числа канавок приводит к уменьшению эффективной анодной массы протекторного устройства. Для устранения таких нежелательных явлений, можно использовать антикоррозионные скважинные узлы, в которых несколько протекторных устройств соединены последовательно посредством муфт для увеличения эффективной анодной массы устройства.

Кроме того, возможно изменение формы (геометрии) канавок, в частности, их протяженности. В предпочтительном варианте осуществления канавки продолжаются по всей длине протектора, однако, глубина канавок может меняться по длине протектора. В качестве неограничивающего примера, глубина канавок может быть меньше на концах протектора, чем в средней его части. Другими словами, в той части протектора, где расположены составные части армирующего элемента, глубина канавок меньше, чем в той части протектора, где расположен соединительный элемент. В таком варианте осуществления уменьшение анодной массы протекторного устройства компенсируется наиболее эффективно.

Однако в других вариантах осуществления при других условиях эксплуатации достаточно эффективным будет следующая геометрия канавок. В той части протектора, где расположены составные части армирующего элемента, глубина канавок больше, чем в той части протектора, где расположен соединительный элемент. Кроме того, глубина канавок может изменяться волнообразно по длине протектора. А именно, на некоторых участках глубина может быть меньше, чем на других участках, и/или по существу равна нулю, а на других участках глубина может быть больше.

Следует понимать, что в любом из вариантов осуществления изобретения глубина канавок не должна превышать 15-20% диаметра протектора. Более глубокие канавки могут привести к существенному снижению анодной массы протектора и снижению эффективности протекторной защиты. Ширина канавок выбирается в зависимости от числа канавок, выполненных на поверхности протектора, но не должна превышать их глубину. При выполнении канавок как описано выше сохраняется достаточная жесткость конструкции. Более того, анодная масса протектора не снижается ниже эффективных значений для обеспечения надежной протекторной защиты скважинного оборудования.

В предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства канавки продолжаются по всей длине протектора, причем канавки расположены симметрично и равномерно по окружности протектора. Следует понимать, что возможны иные варианты расположения канавок для оптимизации потока текучей среды, проходящей мимо протектора. Например, при использовании протекторного устройства для защиты насосного оборудования особенно полезным может быть вариант, при котором канавки расположены более часто по окружности, образованной поверхностью протектора в одной его части, и более редко по окружности в другой части протектора. При этом при соединении протекторного устройства, например, со скважинным насосным оборудованием в антикоррозионный скважинный узел насосное оборудование следует ориентировать по окружности так, чтобы прием насоса по существу располагался над той частью протектора, в которой канавки расположены более часто. Следовательно, большее количество текучей среды сможет беспрепятственно поступать на прием насоса.

Продолжая далее по фиг. 2 чертежей, в предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства 1 на по меньшей мере одном из концов протектора 2 предусмотрен сужающийся участок 21, 22. Так, сужающийся участок 21 или 22 может быть выполнен только на одном конце протектора 2, смежном с концом 4 или 5 армирующего элемента 3. В дополнительных вариантах, сужающиеся участки 21, 22 могут быть выполнены сразу на обоих концах протектора 2, смежных концам 4, 5 армирующего элемента 3. Сужающийся участок выполняют так, что он образует конусную поверхность, причем угол α между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства составляет от 10 до 20 градусов, предпочтительно, от 12 до 16 градусов, наиболее предпочтительно, 14 градусов.

Выполнение сужающегося участка на по меньшей мере одном из концов протектора 2 обладает множеством дополнительных преимуществ. Например, образование по существу конусной поверхности на нижнем конце протектора 2 (на конце, смежном концу 4 армирующего элемента 3 по фиг. 1-4), обеспечивает большую скорость спуска скважинного оборудования с закрепленным снизу протекторным устройством. Таким образом, благодаря более обтекаемой форме протекторного устройства 1 снижаются трудозатраты и время, требуемые на запуск скважинного оборудования в эксплуатацию.

Образование по существу конусной поверхности на верхнем конце протектора 2 (на конце, смежном концу 5 армирующего элемента 3 по фиг. 1-4) обеспечивает большую равномерность потока проходящей мимо текучей среды. Благодаря отсутствию острых углов и резких изменений в размерах устройства исключается формирование вихревых потоков текучей среды. Следовательно, обеспечивается большая скорость спуска скважинного оборудования с закрепленным протекторным устройством. Кроме того, обеспечивается большая скорость протекания добываемого флюида при последующей эксплуатации скважинного насоса, если предложенное протекторное устройство используется для защиты насосного оборудования.

Угол конусности сужающихся участков 21, 22, а именно угол α между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства выбирают для обеспечения наибольшего эффекта уменьшения сопротивления потоку текучей среды, при сохранении других эксплуатационных параметров. Длину сужающегося участка выбирают равной 3-5% от общей длины протекторного устройства. Например, для протекторного устройства длиной 1,5 метра длина сужающегося участка может составлять от 50 то 75 мм.

Продолжая далее по фиг.2, в предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства 1 на по меньшей мере одном из концов протектора 2 предусмотрен концевой участок 23 меньшего диаметра, чем диаметр остальной части протектора 2. В проиллюстрированном на фиг. 1-4 варианте осуществления протекторного устройства 1 такой концевой участок 23 выполнен на конце протектора 2, который смежен концу 5 армирующего элемента 3. Однако следует понимать, что в других вариантах осуществления такой концевой участок может быть выполнен на конце протектора 2, который смежен концу 4 армирующего элемента, или на обоих концах протектора 2.

В предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства 1 на по меньшей мере одном из концов протектора 2 предусмотрен концевой участок 23 меньшего диаметра, чем диаметр остальной части протектора 2, причем сужающийся участок 22, предусмотренный на конце протектора 2, на котором предусмотрен концевой участок 23 меньшего диаметра, выполнен с образованием плавного перехода к участку 23 меньшего диаметра.

В предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства 1 участок 23 меньшего диаметра выполнен сужающимся по меньшей мере на части своей длины (участок или часть 24 на фиг.2) с образованием конусной поверхности, причем угол β между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства (см. фиг. 4) составляет от 15 до 25 градусов, предпочтительно, от 18 до 22 градусов, наиболее предпочтительно, 20 градусов.

В описанных выше предпочтительных вариантах осуществления изобретения протектора 2 с участком 23 меньшего диаметра в еще большей степени обеспечиваются преимущества, связанные со скоростью и равномерностью потока проходящей текучей среды, которые были описаны выше в отношении сужающихся участков 21, 22. Угол конусности части 24 участка 23 меньшего диаметра, а именно угол β между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства выбирают для обеспечения наибольшего эффекта уменьшения сопротивления потоку текучей среды при сохранении других эксплуатационных параметров. Длину участка меньшего диаметра выбирают равной 4-8% от общей длины протекторного устройства, а длину сужающейся части выбирают равной приблизительно четверти длины участка меньшего диаметра. Например, для протекторного устройства длиной 1,5 метра длина участка меньшего диаметра может составлять от 60 до 120 мм, тогда длина сужающейся части этого участка составляет от 15 до 30 мм.

В предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства 1 составные части 31, 32 армирующего элемента 3 могут быть выполнены по существу сплошными, что обеспечивает большую жесткость конструкции. В другом варианте составные части 31, 32 армирующего элемента 3 могут быть выполнены полыми, что позволяет дополнительно снизить общий вес протекторного устройства 1. В других вариантах, выполнение составных частей 31, 32 армирующего элемента 3 может быть комбинированным, например, составная часть 31 выполнена сплошной, а составная часть 32 выполнена полой, или наоборот. В качестве другого примера, составные части 31, 32 могут быть частично полыми, т.е. содержать как сплошные участки, так и полые. Аналогично, соединительный элемент 33 может быть по существу сплошным, по существу полым или частично полым, как пояснено выше в отношении составных частей 31, 32.

Для описанного выше в качестве неограничивающего примера протекторного устройства, которое имеет длину 1,5 метра, составные части могут представлять собой по существу сплошной стальной стержень диаметром приблизительно 60 мм, а соединительный элемент может представлять собой сплошной стальной стержень диаметром приблизительно 30 мм. В случае выполнения составной части армирующего элемента и/или соединительного элемента полыми они могут представлять собой по существу полые стальные трубы с толщиной стенки 8 мм.

В предпочтительном варианте осуществления устройства длина каждой из составных частей 31, 32 армирующего элемента 3 составляет от 25% до 40% длины протекторного устройства 1, предпочтительно, от 30% до 35% длины протекторного устройства 1, и наиболее предпочтительно, 33%. Так, для протекторного устройства длиной 1,5 метра составные части армирующего элемента могут иметь длину от 37,5 см до 60 см, предпочтительно, от 45 см до 52,5 см, наиболее предпочтительно, 50 см.

В предпочтительном варианте осуществления устройства соединительный элемент 33 и каждая из составных частей 31, 32 армирующего элемента 3 имеют одинаковую длину. В наиболее предпочтительном варианте, для протекторного устройства длиной 1,5 м длина всех деталей составляет 50 см.

Следует понимать, что представленные варианты осуществления протекторного устройства и указанные геометрические размеры не являются ограничивающими. В зависимости от условий эксплуатации и требований по жесткости конструкции протекторные устройства могут выполняться более длинными или более короткими, соответственно, длины составных частей 31, 32 армирующего элемента 3 и соединительного элемента 33 изменяются пропорционально. Более длинные составные части армирующего элемента могут быть особенно полезными при использовании протекторного устройства с бурильным или иным тяжелым оборудованием, подвергаемым большим динамическим нагрузкам при эксплуатации, где требуется большая жесткость протекторного устройства. Соответственно, более короткие составные части армирующего элемента могут выбираться для использования протекторного устройства с насосным оборудованием, когда требования по жесткости более низкие, а увеличенная масса протектора обеспечит более длительную эксплуатацию скважинного оборудования.

В предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства 1 на составных частях 31, 32 армирующего элемента 3 предусмотрены кольцевые проточки 34, проиллюстрированные на фиг.5. Кольцевые проточки выполняют на тех участках составных частей 31, 32, которые расположены внутри протектора 2, предпочтительно ближе к концу указанных составных частей.

Следует понимать, что на фиг.5 в иллюстративных целях показаны только две кольцевые проточки 34. Однако кольцевых проточек может быть одна, три, четыре и более. Большее количество кольцевых проточек обеспечивает более надежное крепление армирующего элемента в теле протектора, но усложняет производство протекторного устройства. Поэтому оптимальным с точки зрения надежности крепления и производственных затрат является выполнение двух или трех кольцевых проточек на каждой составной части армирующего элемента.

Таким образом, благодаря наличию кольцевых проточек армирующий элемент надежно фиксируется в отливке протектора, так как в процессе изготовления при заливке в изложницу протекторный сплав заполняет все свободное пространство, в том числе попадает в кольцевые проточки, выполненные в составных частях армирующего элемента. После кристаллизации образуется надежная монолитная конструкция протекторного устройства для защиты скважинного оборудования от коррозии. Для удобства производства составных частей армирующего элемента кольцевые проточки выбирают равной аксиальной длины и равной глубины. Предпочтительно, кольцевые проточки располагают на равном расстоянии друг от друга для более равномерного распределения протекторного сплава в процессе изготовления, и следовательно, для образования более надежной конструкции. Также предпочтительно располагать кольцевые проточки ближе к концу составной части армирующего элемента. Однако кольцевые проточки могут быть расположены и по всей длине составной части и/или ближе к другому концу составной части, который выступает за пределы протектора. Единственным ограничением является расположение кольцевых проточек на тех участках составной части армирующего элемента, которая покрывается протекторным сплавом в процессе изготовления.

В предпочтительном варианте осуществления протекторного устройства 1 соединительный элемент 33 соединен с каждой из составных частей 31, 32 армирующего элемента 3 посредством резьбы. Для этого на конце составных частей 31, 32 предусмотрено крепежное отверстие 35 для соединения составных частей 31 и 32 друг с другом посредством соединительного элемента 33. В этом случае, крепежное отверстие 35 составной части 31, 32 выполнено с резьбой. В других вариантах соединение может быть безрезьбовым для ускорения сборки армирующего элемента при производстве протекторного устройства, например, детали могут соединяться посадкой в натяг. Следует понимать, что для обеспечения более надежного крепления, а также быстрого монтажа, крепежное отверстие 35 расположено так, что ось крепежного отверстия 35 совпадает с осью составных частей 31, 32 армирующего элемента 3.

Продолжая далее по фиг.6, на свободном конце составных частей 31, 32 (конец 4, 5 по фиг.1) предусмотрена резьба. Предпочтительно, резьба выполняется стандартного размера в данной области техники для простоты соединения протекторного устройства со скважинным оборудованием, например, может использоваться резьба НКТ60 или НКТ 2'' по ГОСТ. Также на свободном конце предусмотрено центральное отверстие 36, которое может быть использовано для присоединения токопроводящего контактного провода от скважинного оборудования для обеспечения полного электрического соединения протекторного устройства и защищаемого скважинного оборудования. Предпочтительно, центральное отверстие 36 выполняется резьбовым для более надежного закрепления электрического кабеля или провода, идущего от скважинного оборудования.

На фиг.7 более подробно показана конструкция соединительного элемента 33, который выполнен по существу цилиндрической формы. Соединительный элемент 33 содержит основную часть 37 и две головки 38, причем между основной частью 37 и каждой из головок 37 предусмотрено кольцевое углубление 39, имеющее полукруглый или сферический профиль. Такая форма кольцевого углубления снижает вероятность образования усталостных трещин и увеличивает надежность крепления головки с основной частью соединительного элемента. Следовательно, обеспечивается более надежный электрический контакт и более долговечное механическое соединение составных частей армирующего элемента посредством соединительного элемента, имеющего описанную выше конструкцию.

Следует понимать, что в варианте осуществления, при котором составные части армирующего элемента соединены с соединительным элементом посредством резьбы, головки 38 соединительного элемента 33 выполняют с резьбой, ответной резьбе крепежных отверстий 35 составных частей 31, 32 армирующего элемента 3. Другими словами, резьба головки 38 соединительного элемента 33 и резьба крепежных отверстий 35 составных частей 31, 32 армирующего элемента 33 соответствуют друг другу по типу и размеру.

В одном из дополнительных аспектов изобретения предложен коррозионностойкий скважинный узел, содержащий скважинное оборудование и протекторное устройство по первому аспекту изобретения, непосредственно или косвенно присоединенное к скважинному оборудованию посредством резьбы, предусмотренной на выступающем конце армирующего элемента протекторного устройства. Следует понимать, что непосредственное соединение означает непосредственное резьбовое соединение протекторного устройства со скважинным оборудованием, а косвенное соединение означает соединение протекторного устройства со скважинным оборудованием посредством переводника или муфты.

В одном из дополнительных вариантов предложен узел, содержащий по меньшей мере одно дополнительное протекторное устройство, последовательно присоединенное к первому протекторному устройству посредством муфты. Таким образом, можно увеличить эффективность протекторной защиты, увеличивая полезную анодную массу устройства и увеличивая суммарную площадь поверхности протектора благодаря последовательному соединению одного и более протекторных устройств. Такой вид соединения иногда упоминается в области техники как «гирлянда» протекторных устройств.

В одном из еще дополнительных аспектов изобретения предложен способ протекторной защиты скважинного оборудования, включающий в себя этапы, на которых к скважинному оборудованию присоединяют протекторное устройство по первому аспекту изобретения с образованием скважинного узла по второму аспекту изобретения. Монтаж осуществляют на поверхности вблизи устья скважины или в отдельно расположенном местоположении, а затем транспортируют собранный узел к устью скважины. При необходимости, соединяют последовательно несколько протекторных устройств. В дальнейшем осуществляют спуск и последующую эксплуатацию собранного скважинного узла.

Таким образом, выполнение протекторного устройства с составным армирующим элементом из по меньшей мере двух частей, жестко соединенных друг с другом посредством соединительного элемента, который выполнен по существу цилиндрической формы, причем диаметр соединительного элемента меньше диаметра составных частей армирующего элемента, позволяет изготовить протекторное устройство, масса которого меньше массы протекторного устройства со сплошным сквозным армирующим элементом, известного из уровня техники.

Более того, при этом обеспечивается технический результат, состоящий в увеличении общего срока эксплуатации протекторного устройства при сохранении других эксплуатационных характеристик. В частности, увеличивается анодная масса протектора, благодаря тому, что часть объема протекторного устройства, заполненная в прототипе материалом армирующего элемента, в предложенном устройстве заполнена протекторным сплавом. А благодаря использованию жесткого соединительного элемента, который выполнен по существу цилиндрической формы, по-прежнему обеспечивается надежное соединение составных частей армирующего элемента, что позволяет соединять протекторные устройства друг с другом для увеличения анодной массы. Кроме того, по-прежнему обеспечивается высокая прочность устройства в целом, что позволяет его использовать в качестве центратора при спуске скважинного оборудования в скважину для защиты спускаемого скважинного оборудования от механических воздействий без необходимости присоединения дополнительных устройств.

В дополнительных вариантах осуществления изобретения обеспечиваются дополнительные преимущества, которые в целом благоприятно влияют на эксплуатационные характеристики предложенного устройства, увеличение срока эксплуатации и эффективность предложенного устройства, а также связанных с ним узлов, систем и способов. Предложенное протекторное устройство является особенно эффективным для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования, эксплуатируемого в скважинах, осложненных коррозионно активной средой (сероводород, углекислый газ, высокая минерализация, высокая температура пласта). Кроме того, предложенное протекторное устройство позволяет использовать датчики, фильтрующие элементы и прочие элементы, крепя их посредством резьбы, выполненной на нижнем конце армирующего элемента, выступающем за пределы протектора.

Аналогичными преимуществами характеризуется также антикоррозионный скважинный узел, содержащий описанное выше протекторное устройство. В частности, за счет увеличения общего срока эксплуатации протекторного устройства обеспечивается более продолжительная и надежная защита скважинного оборудования. Следовательно, предложенный скважинный узел характеризуется лучшими антикоррозионными свойствами и более длительным сроком эксплуатации. Аналогично, предложенный способ протекторной защиты с использованием предложенного протекторного устройства является более эффективным и обеспечивает надежную защиты в течение более длительного срока эксплуатации.

В приведенном выше описании примеров, термины направления (такие как «над», «верх», «ниже», «низ», «верхний», «нижний» и т.д.) используются для удобства. В общем, «над», «верхний» «вверх» и аналогичные термины связаны с направлением к земной поверхности вдоль скважины, и «ниже», «нижний», «вниз» и аналогичные термины связаны с направлением от земной поверхности вдоль скважины.

Для целей настоящего описания, термин «соединенный» (во всех своих формах, соединять, соединяющий, соединенный, и т.д.) в целом означает сочленение двух компонентов (электрических или механических) друг с другом непосредственно или опосредованно. Такое сочленение может быть неподвижным по существу или подвижным по существу. Такое сочленение может достигаться двумя компонентами (электрическими или механическими) и любыми дополнительными промежуточными элементами, являющимися выполненными за одно целое в виде одного единого тела друг с другом или двумя компонентами. Такое сочленение может быть постоянным по существу или может быть съемным или разъемным по существу, если не обусловлено иное.

Любые числовые значения, изложенные в материалах настоящего описания или на фигурах, предназначены для включения всех значений от нижнего значения до верхнего значения приращениями в один единичный элемент, при условии что есть интервал по меньшей мере в два единичных элемента между любым нижним значением и любым верхним значением. В качестве примера, если изложено, что величина составляющей или значения технологического параметра, например, такого как размер, температура, давление, время, и тому подобное, например, имеет значение от 1 до 90, предпочтительно от 20 до 80, более предпочтительно от 30 до 70, подразумевается, что значения, такие как от 15 до 85, от 22 до 68, от 43 до 51, от 30 до 32, и т.д., в прямой форме перечислены в этом описании изобретения. Что касается значений, которые являются меньшими, чем единица, при необходимости, один единичный элемент считается имеющим значение 0,0001, 0,001, 0,01 или 0,1. Таковые являются всего лишь примерами того, что определенно подразумевается, и все возможные комбинации многочисленных значений между перечисленными самым низким значением и самым высоким значением должны считаться изложенными в прямой форме в этой заявке подобным образом.

Несмотря на то, что примерные варианты осуществления были подробно описаны и показаны на сопроводительных чертежах, следует понимать, что такие варианты осуществления являются лишь иллюстративными и не предназначены ограничивать более широкое изобретение. Кроме того, следует понимать, что данное изобретение не должно ограничиваться конкретными показанными и описанными компоновками и конструкциями, поскольку различные другие модификации могут быть очевидны специалистам в соответствующей области.

СПИСОК ССЫЛОЧНЫХ ПОЗИЦИЙ

1 – Протекторное устройство

2 – Протектор

3 – Армирующий элемент

4, 5 – Выступающие концы армирующего элемента 3

6 – Канавки

21, 22 – Сужающийся участок

23 – Участок меньшего диаметра

24 – Сужающаяся часть участка 23

31, 32 – Составные части армирующего элемента

33 – Соединительный элемент

34 – Кольцевые проточки

35 – Крепежное отверстие

36 – Центральное отверстие

37 – Основная часть соединительного элемента 33

38 – Головка соединительного элемента 33

39 – Кольцевое углубление

α - Угол конусности сужающегося участка

β - Угол конусности сужающейся части

1. Протекторное устройство для скважинного оборудования, содержащее:

удлиненный протектор по существу цилиндрической формы и

армирующий элемент по существу цилиндрической формы, продолжающийся через весь протектор и содержащий концы, которые выступают за пределы протектора, причем оба выступающих конца снабжены резьбой,

при этом на поверхности протектора предусмотрено множество канавок, и

армирующий элемент выполнен составным и содержит по меньшей мере две части, жестко соединенные друг с другом посредством соединительного элемента, который выполнен по существу цилиндрической формы, причем диаметр соединительного элемента меньше диаметра составных частей армирующего элемента.

2. Устройство по п.1, в котором протектор изготовлен из протекторного сплава, предпочтительно из алюминиевого сплава.

3. Устройство по п.1, в котором армирующий элемент и соединительный элемент изготовлены из стали.

4. Устройство по п.1, в котором на поверхности протектора предусмотрено от 2 до 12 канавок, предпочтительно от 6 до 10 канавок, наиболее предпочтительно 8 канавок.

5. Устройство по п.4, в котором канавки равномерно распределены по поверхности протектора.

6. Устройство по п.1, в котором канавки продолжаются по всей длине протектора или по части длины протектора.

7. Устройство по п.1, в котором на по меньшей мере одном из концов протектора предусмотрен сужающийся участок.

8. Устройство по п.7, в котором сужающийся участок образует конусную поверхность, причем угол между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства составляет от 10 до 20 градусов, предпочтительно от 12 до 16 градусов, наиболее предпочтительно 14 градусов.

9. Устройство по п.1, в котором на по меньшей мере одном из концов протектора предусмотрен концевой участок меньшего диаметра, чем диаметр остальной части протектора.

10. Устройство по п.7, в котором на по меньшей мере одном из концов протектора предусмотрен концевой участок меньшего диаметра, чем диаметр остальной части протектора, причем сужающийся участок, предусмотренный на конце протектора, на котором предусмотрен концевой участок меньшего диаметра, выполнен с образованием плавного перехода к участку меньшего диаметра.

11. Устройство по п.9 или 10, в котором участок меньшего диаметра выполнен сужающимся по меньшей мере на части своей длины с образованием конусной поверхности, причем угол между образующей конусной поверхности и центральной осью устройства составляет от 15 до 25 градусов, предпочтительно от 18 до 22 градусов, наиболее предпочтительно 20 градусов.

12. Устройство по п.1, в котором составные части армирующего элемента и/или соединительный элемент выполнены по существу сплошными или полыми.

13. Устройство по п.1, в котором длина каждой из составных частей армирующего элемента составляет от 25 до 40% длины протекторного устройства, предпочтительно от 30 до 35% длины протекторного устройства и наиболее предпочтительно 33%.

14. Устройство по п.1, в котором соединительный элемент и каждая из составных частей армирующего элемента имеют одинаковую длину.

15. Устройство по п.1, в котором на составных частях армирующего элемента предусмотрены кольцевые проточки.

16. Устройство по п.1, в котором соединительный элемент соединен с каждой из составных частей армирующего элемента посредством резьбы.

17. Коррозионностойкий скважинный узел, содержащий скважинное оборудование и протекторное устройство по любому из предыдущих пунктов, непосредственно или косвенно присоединенное к скважинному оборудованию посредством резьбы, предусмотренной на выступающем конце армирующего элемента протекторного устройства.

18. Узел по п.17, содержащий по меньшей мере одно дополнительное протекторное устройство, последовательно присоединенное к первому протекторному устройству посредством муфты.

19. Способ протекторной защиты скважинного оборудования, включающий в себя этапы, на которых к скважинному оборудованию присоединяют протекторное устройство по любому из пп.1-16 с образованием скважинного узла по п.17 или 18, осуществляют спуск и последующую эксплуатацию собранного скважинного узла.