ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА


RU (11) 2302480 (13) C2

(51) МПК
C23F 13/00 (2006.01) 

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 
Статус: по данным на 26.12.2007 - действует 

--------------------------------------------------------------------------------

Документ: В формате PDF 
(21) Заявка: 2005116408/02 
(22) Дата подачи заявки: 2005.05.30 
(24) Дата начала отсчета срока действия патента: 2005.05.30 
(43) Дата публикации заявки: 2006.12.10 
(45) Опубликовано: 2007.07.10 
(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: SU 779637 А, 15.11.1980. УЛИГ Г.Г. и др. Коррозия и борьба с ней. Л., Химия, 1989, с.161, 233. SU 168579 А, 18.11.1965. SU 779637 А, 15.11.1980. 
(72) Автор(ы): Шарифуллин Агзамнур Мухаматгалиевич (RU) 
(73) Патентообладатель(и): Шарифуллин Агзамнур Мухаматгалиевич (RU) 
Адрес для переписки: 452300, Республика Башкортостан, г. Дюртюли, ул. Советская, 66/1, А.М. Шарифуллину 

(54) ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии и может быть применено ко всем типам и конструкциям насосов, работающих в агрессивных средах и имеющих контактную пару цилиндр-плунжер. Протекторная защита скважинного штангового насоса характеризуется тем, что протектор выполнен на наружной поверхности цилиндра насоса в виде покрытия из сплава алюминия, магния и цинка или в виде полого цилиндра из того же сплава, длина которого меньше длины цилиндра насоса на длину резьбы под удлинительные муфты на его концах, поверхность протектора покрыта полимерной пленкой. Технический результат: защита внутренней поверхности цилиндра насоса от износа и коррозии, вызываемой водой, агрессивной средой и применением разнородных металлов в конструкции насоса.




ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ


Изобретение относится к добыче нефти, перекачке агрессивных жидкостей плунжерными и другими насосами, в процессе которых возможно возникновение химической и электрохимической коррозии вследствие применения в конструкциях насосов разнородных по химическому составу или подвергнутых разной механической обработке металлов.

В настоящее время основная доля штанговых глубинных насосов, используемых при добыче нефти, производит ОАО "Ижнефтемаш" по лицензии, технической документации на глубинные штанговые насосы по стандартам API фирмы "Шеллер-Блекманн" (SBS).

С 1994 года и по настоящее время заводом изготавливаются цилиндры насосов длиной до 14 футов из легированной стали 38Х2МЮА с упрочнением внутренней поверхности ионным азотированием до твердости не менее 882НК (64HRC) с глубиной азотирования 0,3...0,5 мм (исполнение HN) и металлические желобчатые плунжера из низколегированной стали 17Г1С с твердосплавным напылением (исполнение Т) твердостью не менее 595HV (55HRC), обладающие высокой стойкостью к коррозии и абразивному износу (Глубинные штанговые насосы. Руководство по эксплуатации ГШН. РЭ. Стр.23).

Производство твердосплавного напыления плунжеров насосов основано на технологии, разработанной фирмой "Metco", и заключается в нанесении защитного слоя из твердосплавных металлов, в основе технологии - порошок, содержащий Со(кобальт), Ni(никель) и раскислители.

Таким образом, по применяемым технологиям изготовления твердость внутренней поверхности металла цилиндра достигает 64HRC, а поверхности металла плунжера - 55HRC.

Но на практике эксплуатации ШГН выявлено, что износу и коррозии в основном подвергается внутренняя поверхность цилиндров насосов и износ достигает 100 мкм и более, и насос не пригоден к дальнейшей эксплуатации. Износ плунжеров достигает до 20 мкм, и износ проявляется только в верхней части плунжера, следов коррозии не наблюдается.

Вследствие сверхнормативного износа цилиндра насос, не отработав свой гарантийный срок (12 месяцев), бракуется. Цилиндры, подвергающиеся меньшему износу и коррозии, комплектуются по регламентированным посадкам ремонтными плунжерами и снова эксплуатируются, но межремонтный период работы такого насоса значительно ниже.

Также выявлено, что насосы, эксплуатировавшиеся в скважинах с низкой обводненностью, практически не подверглись коррозии и износу цилиндров.

Известно, что нефть является неэлектролитом. Коррозия металлов и сплавов в безводных растворах неэлектролитов протекает с меньшей скоростью, чем в растворах электролитов и преимущественно по химическому механизму. Поэтому межремонтный период работы ШГН в скважинах, не содержащих воды, значительно выше.

Но основная технология изобретения и освоения нефтяных месторождений предусматривает интенсивное вытеснение нефти из пластов с помощью системы поддержания пластового давления и в пласты через нагнетательные скважины закачивается огромное количество высокоминерализованной, агрессивной по химическому составу по отношению к металлам воды. И добываемая нефть представляет собой сложную по составу водогазонасыщенную эмульсию, в которой присутствуют соединения серы, хлора и кислорода. Присутствие воды создает агрессивную среду, и химическая коррозия переходит в электрохимическую (Коррозия и защита от коррозии. Учебное пособие, под редакцией Семеновой И.В. - М.: Физматлит, 2002 г., с.32-33).

В этих условиях наиболее сильную коррозию и износ цилиндра ШГН вызывает применение различных технологий при упрочнении поверхностей металлов пары цилиндр - плунжер: - цилиндра - азотирование поверхности металла, а плунжера - металлического напыления кобальтом и никелем, при котором развивается контактная коррозия.

Контактная коррозия развивается в растворах электролитов при контакте металлов, обладающих различными электрохимическими свойствами, например системы углеродистая сталь/нержавеющая сталь, углеродистая сталь/алюминий (или его сплавы) и др. Контактная коррозия может возникать также в случаях, если различие электрохимических свойств обусловлено применением пайки или сварки при изготовлении конструкции из одного и того же металла; или при контакте деталей, изготовленных из металла одной и той же марки, но существенно различающегося по своим свойствам в ее пределах. Механические напряжения, приводящие к изменению электрохимических характеристик металла, также могут вызвать возникновение контактной коррозии при соединении деталей из одного и того же металла, но по-разному механически обработанных. Таким образом, плохо продуманные с точки зрения конструкционного оформления сложные металлические объекты могут досрочно выходить из строя вследствие контактной коррозии (Коррозия и защита от коррозии. Учебное пособие, под редакцией Семеновой И.В. - М.: Физматлит, 2002 г., с.134).

Так как материалом цилиндра штангового глубинного насоса является Fe (железо), подвергнутое азотированию, которое лишь упрочняет металл, а поверхность плунжера представляет собой сплав Со (кобальт) и Ni (никель), то возникает разность потенциалов, вызванная разными стандартными электродными потенциалами Fe, Co, Ni.

Стандартные электродные потенциалы Е°В при 20°С у Fe=-0,440, Со=-0,277, Ni=-0,250 (Общая химия. Учебное пособие для вузов, под ред. Рабиновича В.А. - Л.: Химия, 1983 г., с.281). При контакте двух электрохимически разнородных металлов анодом является тот, потенциал которого более отрицательный (цилиндр насоса), а катодом - металл с более положительным потенциалом (плунжер насоса). Поэтому, несмотря на то что внутренняя поверхность цилиндра имеет более твердую поверхность по сравнению с плунжером, износу подвергается цилиндр насоса. Скорость растворения (износа) анода (цилиндра насоса) зависит в первую очередь от разности потенциалов между анодом (цилиндром) и катодом (плунжером), но большое влияние оказывают процессы ионизации кислорода, уровень рН, вторичное осаждение продуктов растворения анода и другие характеристики среды. Так, температура в скважине может колебаться от 20 до 90°С, давление от 1000 до 1500 мПа, уровень рН от 2,5 до 6.

Поэтому величина компромиссного потенциала будет определяться не только природой составляющих ее металлов, но и характеристиками среды. Ускорение процесса коррозии и износа может быть вызвано и явлением наложения потенциала, вызванного поляризацией при движении плунжера относительно цилиндра.

Надо отметить, что выявленный при эксплуатации ШГН незначительный износ верхней части плунжера объясняется лишь механическим воздействием песка и других механических примесей, вызванное применением определенной группы посадки пары цилиндр - плунжер.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является скважинный штанговый насос (а.с. RU 214057 C1), содержащий дополнительный поршневой насос, установленный в зоне нагнетания штангового глубинного насоса, при этом всасывающая полость поршневого насоса снабжена фильтром-влагоотделителем, а нагнетательная полость соединена через полый шток штангового глубинного насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжера. При работе поршневого насоса поток очищенной смазочной жидкости истекает по зазору цилиндр - плунжер по короткому пути вверх в надплунжерную зону высокого давления, и по длинному пути вниз - в подплунжерную зону пониженного давления.

Недостатком этой конструкции является сложность ее изготовления и короткий срок эксплуатации из-за забивания фильтров.

Наиболее близким аналогом изобретения является протекторная защита скважинного штангового насоса, содержащая протектор, установленный на штоке плунжера насоса, и раскрытая в описании к SU 779637, опубл. 15.11.1980, всего 3 стр.(1). Однако этот способ защиты низкоэффективен, вследствие удаленного протектора от защищаемой поверхности внутренней стенки цилиндра и резкого падения защитного потенциала.

Задача, решаемая изобретением, - защита внутренней поверхности цилиндра насоса от износа, химической и электрохимической коррозии, вызываемой водой, агрессивной средой и применением разнородных металлов в конструкции насоса. Технический результат - устранение причины износа и коррозии цилиндра насоса, возникающих вследствие негативного воздействия среды и конструктивных недостатков путем установки протекторной защиты непосредственно по всей защищаемой поверхности металла цилиндра насоса.

Поставленная задача решается за счет того, что в новых штанговых глубинных насосах наружная поверхность цилиндра покрывается слоем протектора, а для насосов, уже находящихся в эксплуатации, протектор устанавливается во время их очередного ремонта, с целью ликвидации дальнейшей коррозии и износа цилиндра насоса. Протектор для установки на ремонтные насосы представляет собой полый цилиндр из сплава металлов Al, Mg, Zn, как и покрытие, наносимое на цилиндры новых насосов.

Так как наружные диаметры удлинительных муфт штангового глубинного насоса больше наружных диаметров цилиндров (для насоса НВ-44 соответственно 56,7 мм и 40,75 мм), то и наружный диаметр протектора не более 56,7 мм.

Внутренний диаметр протектора меньше на 100 мкм наружного диаметра цилиндра насоса, а длина протектора меньше длины цилиндра на длину резьбы на концах цилиндра. Контакт между протектором и защищаемым цилиндром достигается за счет давлений, существующих снаружи и внутри насоса. При монтаже протектора цилиндр насоса очищается и обезжиривается.

Наибольший эффект дает применение магниевых и алюминиевых протекторов, применение цинковых протекторов ограниченно температурой в скважинах, так как оксид цинка ZnO при температуре более 55°С выступает как окислитель железа.

Для ограничения саморастворения протекторов в агрессивной среде наружная поверхность протектора покрывается полимерной пленкой.

Применение протекторов для защиты скважинных штанговых глубинных насосов от электрохимической коррозии цилиндров значительно повышает межремонтный период работы насосов.

Способ применим ко всем типам и конструкциям насосов, работающим в агрессивных средах и имеющим контактную пару цилиндр - плунжер, выполненных конструктивно или имеющих покрытия в конструкциях из разнородных металлов.




ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ


Протекторная защита скважинного штангового насоса, протектор которого выполнен на наружной поверхности цилиндра насоса в виде покрытия из сплава алюминия, магния и цинка или в виде полого цилиндра из того же сплава, длина которого меньше длины цилиндра насоса на длину резьбы под удлинительные муфты на его концах, при этом поверхность протектора покрыта полимерной пленкой.