Устройство для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования

Полезная модель относится к устройству защиты от коррозии погружного скважинного оборудования, в частности к защите глубинных погружных электроцентробежных скважинных насосов.
Известен штанговый протектор-центратор (патент на полезную модель №27145, Е21В 41/02, Е21В 37/02, 2003) закрепленный на колонне насосных штанг и снабженный центрирующими втулками. Недостаток данного решения заключается в затруднении прохода пластовой жидкости в местах размещения центрирующих втулок.
Известно устройство защиты погружной насосной установки от коррозии (патент на полезную модель №119412, F04B 53/00, F04B 47/00, 2012). Устройство прикрепляется к погружному электродвигателю посредством резьбового ниппеля и состоит из магниевого электрода, шпильки, изоляторов, уплотнительных колец, изолирующей втулки и пакетов проволочных щеточных дисков, расположенных сверху и снизу от магниевого электрода. Щеточные диски обеспечивают электрический контакт корпуса погружного электродвигателя с обсадной колонной, происходит стекание тока с магниевого электрода, уравниваются электрические потенциалы всего подземного оборудования и формируется защитный катодный потенциал. Недостаток данного решения заключается в невысокой надежности из-за сложной конструкции изделия. Кроме того, щеточные диски не обладают жесткостью, достаточной для выполнения функции центрирования изделия, а следовательно, не исключается возможность смещения изделия, так же ведущая к снижению надежности работы устройства.
В качестве наиболее близкого аналога заявляемой полезной модели выбрано техническое решение по патенту РФ на полезную модель №137329, Е21В 41/02, 2014. Устройство для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования, представляет собой длинномерный протектор со стержневым армирующим элементом. На наружной поверхности протектора выполнены ребра. На поверхности части армирующего элемента, находящейся внутри протектора, выполнены выемки. На поверхности части армирующего элемента, выступающей за край протектора, выполнена резьба. Протектор крепится к нижней части электроцентробежного насоса с помощью резьбового соединения. Недостатком данного технического решения является возможность смещения протекторного устройства внутри обсадной колонны, ввиду значительных глубин нефтяных скважин и длинномерности конструкции погружного оборудования. Смещение может привести к соприкосновению тела протектора с обсадной колонной, в результате чего произойдет быстрое разрушение протектора, ухудшение протекторной защиты насосоного оборудования и снижение надежности работы устройства.
Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства.
Данный технический результат достигается за счет того, что в устройстве для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования, содержащем длинномерный протектор с армирующими элементами, согласно полезной модели, верхний и нижний армирующие элементы соединены с центрирующими элементами, хотя бы один из центрирующих элементов выполнен токопроводящим, концы центрирующих элементов выступают за край протектора».
Технический результат обеспечивается тем, что один из армирующих элементов снабжен токопроводящим направляющими центрирующими элементами. Направляющие центрирующие элементы соединены с телом армирующего элемента и представляют собой расходящиеся в разные стороны упругие криволинейные элементы, соприкасающиеся с обсадной колонной. Благодаря наличию центрирующих элементов и их упору в стенки обсадной колонны, обеспечивается совмещение главной оси протектора с главной осью обсадной колонны, т.е., протектор располагается строго по центру обсадной колонны вдоль ее стенок. Таким образом, исключается возможность соприкосновения протектора с обсадной колонной и его преждевременное разрушение, а следовательно, повышается надежность работы всего устройства.
На фигуре представлен общий вид устройства для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования.
Устройство для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования содержит длинномерный протектор 1, с центральным стержневым армирующим элементом 2, с направляющими центрирующими элементами 3, с верхним закладным армирующим элементом 4. Верхний закладной армирующий элемент 4 выполнен с верхним резьбовым участком 5. Устройство содержит нижний закладной армирующий элемент 6. На поверхности тела протектора 1 могут быть выполнены продольные ребра. 7. Направляющие центрирующие элементы 3 могут быть соединены снизу с центральным стержневым армирующим элементом 2. Устройство для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования работает следующим образом.
На колонне насосно-компрессорных труб в скважину спускают погружной электродвигатель и электроцентробежный насос (ЭЦН) установки погружных центробежных насосов (УЭЦН). К нижней части ЭЦН предварительно прикрепляют тело длинномерного протектора 1. Устройство для защиты погружного скважинного оборудования от коррозии помещают в поднасосное пространство. Протектор 1 выполняют из протекторного сплава, т.е. из сплава металла с большим отрицательным потенциалом, чем у материала защищаемого оборудования, в основном могут быть использованы магниевые, алюминиевые и цинковые сплавы. Внутри протектора 1 установлен центральный стержневой армирующий элемент 2. В верхней части протектора 1 установлен верхний закладной армирующий элемент 4. Верхняя часть армирующего элемента 4 выступает из тела протектора 1 и содержит резьбовой участок 5 для соединения с погружным насосом. В нижней части протектора 1 установлен нижний закладной армирующий элемент 6. Армирующие элементы могут быть соединены между собой. Верхний 4 и нижний 6 армирующие элементы соединен с направляющими центрирующими, токопроводящими элементами 3. Не все центрирующие элементы 3 могут быть выполнены токопроводящими, например, токопроводящим может быть выполнен только один из всех центрирующих элементов 3. Соединение может быть осуществлено, например, с помощью сварки, или с помощью резьбовых элементов. Может быть использована цельная литая конструкция армирующего элемента с прутками центрирующих элементов 3. Центрирующие элементы 3 имеют криволинейную форму и могут быть выполнены в виде упругих крюков, или упругих изогнутых стержней, расположенных вдоль стенок обсадной колонны и соприкасающихся с ней. Центрирующие элементы 3 изготавливают из пружинных сталей, в частности, из хромистых сталей. Могут использоваться стали с такими легирующими элементами, как кремний, марганец, вольфрам и никель. Центрирующие элементы 3 снизу могут быть соединены с центральным армирующим элементом 2 или с нижним закладным армирующим элементом 6. В этих случаях центрирующие элементы 3 представляют собой дугообразные элементы, или элементы в виде крюков, загнутые по направлению вверх вдоль стенок обсадной колонны и соприкасающиеся с ней. Элементы 3 приварены к внутренним частям армирующих элементов и исходят из нижней торцевой части тела протектора 1. Центрирующие элементы 3 соединенные с верхним закладным армирующим элементом 4 представляют собой изогнутые прутки. Прутки загнуты по направлению вверх вдоль стенок обсадной колонны и соприкасаются с ней. Прутки 3 могут быть присоединены к верхнему закладному армирующему элементу 4 в той его части, которая находится внутри протектора 1, в этом случае прутки 3 исходят из верхней торцевой части тела протектора 1. В целом устройство может иметь несколько центрирующих элементов 3, но оптимальное количество - три с каждого конца. Такое количество центрирующих элементов 3 не затрудняет спуск ЭЦН, не затрудняет проход скважинной жидкости и является достаточным для обеспечения надежного центрирования устройства. В случае оснащения конца устройства тремя центрирующими элементами 3 все они располагаются под углом 120° по отношению друг к другу, равномерно по диаметру обсадной трубы. В случае использования большего числа центрирующих элементов 3 они, так же, как правило, располагаются под равными углами по отношению друг к другу, что исключает перекос положения протектора. Протектор 1 прикрепляют к погружному оборудованию с помощью резьбового соединения. Для удобства монтажа и эксплуатации резьбовой участок 5 выполняют с конической резьбой R2. Протектор 1 может иметь цилиндрическую форму, или в поперечном сечении устройство может иметь форму шестеренки за счет выполнения продольных ребер на поверхности протектора 1. В результате использования устройства возникает протекторная защита в гальванической паре, у которой катодом является погружное оборудование, а анодом -протектор 1, присоединенный к данному оборудованию, в частности к ЭЦН. Центрирующие элементы 3 являются проводниками, и соприкасаясь со стенками обсадной трубы замыкают цепь: протектор 1 - центрирующий элемент 3 - обсадная труба - центрирующий элемент 3 - протектор 1. Погружной насос, находясь в непосредственной близости от протектора 1, оказывается в его зоне катодной защиты. В результате протектор 1 подвергается разрушению - коррозии, т.к., он имеет наиболее отрицательный потенциал и происходит окислительная реакция. В ходе такой реакции каждый атом железа отдает по 2 электрона, которые переходят в скважинную жидкость
и, далее - на поверхность погружного насоса, которая в данном случае является катодом. Происходит протекторная защита погружного насоса. Таким образом, происходит уравнивание электрических потенциалов всего погружного оборудования. Под действием электродвижущей силы данной гальванопары возникает защитный ток, натекающий на погружное оборудование, и защищая его от коррозионного разрушения. Центрирующие элементы располагаются сверху и снизу от тела протектора 1, устройство является классическим короткозамкнутым протектором.
Таким образом, заявляемая полезная модель обеспечивает повышение надежности работы устройства для защиты от коррозии погружного скважинного оборудования.