RU2382908C1 - Способ изготовления рабочего органа ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при изготовлении погружных центробежных насосов (ЭЦН) для добычи нефти из скважин с высоким содержанием минеральных солей (высокой обводненностью) и высоким содержанием мехпримесей в пластовой жидкости. Способ заключается в том, что на поверхность рабочего органа наносят полимерное покрытие, обеспечивающее, по меньшей мере, снижение солеотложения на указанной поверхности. При этом перед нанесением покрытия соответствующую поверхность рабочего органа подвергают химико-термической обработке, обеспечивающей предотвращение коррозии поверхности при непосредственном контакте поверхности рабочего органа с перекачиваемой средой. Изобретение направлено на повышение надежности и долговечности рабочих органов ЭЦН с антисолевым полимерным покрытием за счет предотвращения разрушения покрытия в результате подпленочной коррозии материала рабочего органа при повреждении покрытия абразивной средой. 4 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при изготовлении погружных центробежных насосов (ЭЦН) для добычи нефти из скважин с высоким содержанием минеральных солей (высокой обводненностью) и высоким содержанием мехпримесей в пластовой жидкости.

Солеотложение серьезно осложняет процесс нефтедобычи, вызывая значительное сокращение межремонтного периода работы скважинного оборудования. В частности, выпадение твердых кристаллических отложений минеральных солей, главным образом карбоната кальция, на рабочих органах электроцентробежного насоса (ЭЦН) приводит к изменению проточной части и, соответственно, ухудшению характеристик насоса, а впоследствии к заклиниванию вала насоса, отказу электродвигателя установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), плавлению электрического кабеля и т.п. Расследования причин отказов показывают, что отложения солей на рабочих органах насоса являются причиной в среднем от 20 до 40% от всех отказов УЭЦН.

Для борьбы с отложениями минеральных солей на скважинном оборудовании используют различные способы: непрерывное дозирование ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины с помощью устьевых дозирующий устройств (УДЭ), задавливание ингибитора в пласт, установку в скважине погружного скважинного контейнера-дозатора, заполненного порошковым ингибитором, подачу ингибитора через систему ППД, кислотную промывку, магнитную обработку перекачиваемой жидкости и т.п. Однако наиболее перспективным направлением в настоящий момент является применение ингибирующих противосолевых покрытий непосредственно на рабочих органах контактирующего с солеобразующей средой насосного оборудования.

Известен способ получения ингибирующего покрытия для защиты технологического оборудования от эксплуатационных отложений, описанный в патенте RU 2269557 С2, 2005.02.20, включающий в себя предварительную подготовку металлической поверхности технологического оборудования, заключающуюся в ее очистке с помощью дробеструйной обработки, рихтовки, обезжиривания, нагревания и закалки. Затем на указанную поверхность наносят полимерное ингибирующее покрытие, выполненное из порошкообразного стабилизированного диафеном НН политетрафторэтилена либо политрифторхлорэтилена. Предварительная подготовка поверхности обеспечивает снятие избыточного напряжения, способствующего отрыву полимерной пленки от металлической поверхности, увеличение прочности сцепления покрытия с поверхностью и получение плотного защитного покрытия, не разрушающегося в течение длительного времени эксплуатации в агрессивных средах при повышенных температурах. Однако состав описанного покрытия и способ его получения не обеспечивают стойкости покрытия в условиях абразивного износа, т.к. в этом случае разрушается целостность покрытия, а в месте образования царапин на поверхности покрытия начинается интенсивная подпленочная коррозия, приводящая к дальнейшему разрушению покрытия. Указанные условия возникают, в частности, при эксплуатации оборудования в агрессивных жидких средах с высоким содержанием твердых включений (содержание твердых частиц более 1 г/л), таких как пластовая жидкость нефтяных скважин.

Известен способ получения покрытия для защиты погружного насосного оборудования от коррозии (см. патент RU 2252274 С2, 2005.05.20), заключающийся в том, что на защищаемую металлическую поверхность насосного оборудования наносят защитное покрытие, а затем его подвергают воздействию высокоэнергетическим источником тепла, например лазером. В результате модифицируют прилегающий к покрытию слой основного металла глубиной около 0,2 мм. Кроме того, рост температуры усиливает диффузионные процессы в зоне разогрева, приводя, тем самым, к взаимному обмену веществом между модифицированным слоем и защитным покрытием. Таким образом образуется пограничный подслой, в котором содержатся как модифицированная структура, так и вещество защитного покрытия. Наличие пограничного подслоя усиливает адгезию защитного покрытия с основным металлом и приводит к лучшему сопротивлению отслаивания покрытия при воздействии на защищаемую поверхность больших сдвигающих нагрузок, а также повышает коррозионную стойкость поверхности. Однако описанный способ защиты погружного насосного оборудования также не обеспечивают стойкости изделия к подпленочной коррозии в абразивосодержащей коррозионной среде.

Известны способы изготовления корпуса погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти, описанные в патентах RU 65942 U1, 2007.08.27 и RU 69140 U1, 2007.12.10, обеспечивающие защиту корпуса от подпленочной коррозии за счет пропитки защитного покрытия раствором фторсодержащих поверхностно активных веществ для придания покрытию гидрофобизирующих свойств (RU 65942) или за счет включения в состав напыляемого защитного покрытия окиси алюминия Аl₂О₃, что способствуют повышению твердости и износостойкости покрытия, а также обеспечивает упрочнение защищаемой поверхности за счет наклепа при напылении покрытия (RU 69140).

Описанные технические решения обеспечивают улучшение стойкости покрытия, однако не позволяют гарантировать его целостности в условиях абразивного износа, характерного для проточной части насоса, где интенсивность воздействия на поверхность существенно выше, чем в затрубном пространстве. При этом защита как поверхности, так и покрытия от агрессивной среды в местах нарушения сплошности покрытия в рамках описанных способов не обеспечивается.

Известен способ изготовления корпуса погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти, описанный в патенте RU 69139 U1, 2007.12.10, обеспечивающий защиту корпуса от подпленочной коррозии и проникновения агрессивной среды через поры покрытия за счет формирования между покрытием и защищаемой поверхностью (корпусом насоса) подслоя из сплава, близкого по электрохимическому потенциалу к материалу корпуса (низкоуглеродистая сталь) и промежуточного по отношению к коррозионно-стойкому сплаву внешнего слоя покрытия, что позволяет организовать электрохимическую защиту поверхности.

Описанное техническое решение также не обеспечивает предотвращения подпленочной коррозии в условиях интенсивного абразивного износа, приводящего к существенному повреждению всех слоев защитного покрытия.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения по совокупности существенных признаков (прототипом) является способ изготовления рабочего органа ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти, описанный в патенте RU 52128 U1, 2006.03.10, заключающийся в том, что на поверхность рабочего органа посредством катодного электроосаждения наносят покрытие из полимерного гидрофобного материала (эпоксидный грунт), обеспечивающее снижение солеотложения на соответствующей поверхности.

Основным недостатком прототипа, как и указанных выше аналогов, является недолговечность покрытия в абразивосодержащей коррозионной среде.

Таким образом, задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в усовершенствовании способа изготовления рабочих органов погружных многоступенчатых центробежных насосов для добычи нефти из скважин с высоким содержанием минеральных солей и мехпримесей в пластовой жидкости.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении надежности и долговечности рабочих органов ЭЦН с антисолевым полимерным покрытием за счет предотвращения разрушения покрытия в результате подпленочной коррозии материала рабочего органа при повреждении покрытия абразивной средой.

Способ изготовления рабочего органа ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, заключается в том, что на поверхность рабочего органа наносят полимерное покрытие, обеспечивающее, по меньшей мере, снижение солеотложения на указанной поверхности. При этом в отличие от прототипа перед нанесением покрытия соответствующую поверхность рабочего органа подвергают химико-термической обработке, обеспечивающей предотвращение коррозии поверхности при непосредственном контакте поверхности рабочего органа с перекачиваемой средой.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения продолжительность процесса химико-термической обработки выбирают исходя из условия краткосрочного контакта с перекачиваемой средой на ограниченном участке поверхности.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения химико-термическая обработка представляет собой азотирование.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения полимерное покрытие содержит в своем составе компоненты, обеспечивающие повышение трибологических свойств и снижение износа покрытия.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения полимерное покрытие выполнено на водной основе и содержит в своем составе политетрафторэтилен и дисульфид молибдена.

Эффективная защита от солеотложения в проточной части насоса средствами самого насоса может быть реализована в настоящее время только путем нанесения на соответствующие поверхности рабочих органов насоса ингибирующего полимерного покрытия, абразивная стойкость которого всегда ниже, чем у основного материала рабочего органа. В связи с этим, из всех видов осложняющих факторов сочетание интенсивного солеотложения, характерного для скважин с высокой обводненностью, с высоким содержанием абразивных мехпримесей в пластовой жидкости (содержание твердых частиц более 1 г/л) является одним из самых трудноустраняемых.

Модифицированный в результате химико-термической обработки наружный приповерхностный слой материала рабочего органа способен противостоять коррозии в зоне механического повреждения полимерного покрытия абразивными частицами, что препятствует развитию подпленочной коррозии и, как следствие, дальнейшему разрушению покрытия. Кроме того, химико-термическая обработка способствует упрочнению поверхностного слоя металла и повышает его рельефность, что приводит к улучшению адгезии полимерного покрытия к поверхности детали.

Химико-термическую обработку поверхности производят одним из методов, предотвращающих подпленочную коррозию: азотирование, борирование, силицирование, алитирование, цинкование, сульфоцианирование и др. В предпочтительном варианте реализации химико-термическую обработку производят с помощью метода азотирования. При этом процесс химико-термической обработки может быть сокращен с 18-24 часов до 6-9 часов, так как обработанная поверхность подвергается лишь локальному воздействию агрессивной среды в течение ограниченного интервала из всего срока эксплуатации насоса.

Максимальный эффект при реализации изобретения достигается для рабочих органов ЭЦН, выполненных из чугуна, который в наибольшей степени подвержен подпленочной коррозии.

Возможность осуществления изобретения, охарактеризованного приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается описанием примера реализации способа изготовления рабочего органа ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти, осуществляемого в соответствии с заявленным изобретением.

Рабочее колесо и направляющий аппарат ступени ЭЦН изготовили литьем из легированного алюминием и оксидом алюминия чугуна типа "корезист" (см. RU 72228 U1, 2008.04.10). Рабочее колесо и направляющий аппарат могут быть изготовлены также из легированного никелем чугуна типа "нирезист" или чугуна другого типа, применяемого для изготовления рабочих органов ЭЦН, или выполнены из соответствующего сплава методом порошковой металлургии.

Затем произвели химико-термическую обработку поверхностного слоя с помощью метода азотирования. Для этого поместили рабочее колесо в муфельную печь установки для химико-термической обработки. Обрабатываемую деталь выдерживали в атмосфере азотосодержащего газа (диссоциированный аммиак) в течение примерно 9 часов при температуре около 570°С. В результате азотирования на поверхности направляющего аппарата формируется упрочненный слой толщиной от 30 до 150 мкм твердостью около HV 700-800 (микротвердость основы Hµ, 200-300).

После химико-термической обработки деталь обезжиривается и наносится полимерное покрытие путем пневматического распыления. Полимерный состав содержит политетрафторэтилен и дисульфид молибдена для улучшения трибологических свойств и снижения износа покрытия. Затем проводят сушку изделия в течение 5-10 мин при температуре 25-100°С, соответственно, и осуществляют отверждение полимера при нагреве до температуры 205-275°С.

Проведенные исследования показали, что покрытие обладает хорошей адгезией к материалу ступени (1 балл по ГОСТ 15140-78). Были проведены испытания покрытия в 10%-соляной кислоте в течение 4-х часов при температуре 90°С с предварительно нанесенными на покрытие параллельными надрезами. В месте надрезов после испытания покрытие не отслаивалось и коррозии металла не наблюдалось. Для испытаний на подпленочную коррозию на поверхности детали было удалено покрытие на площади в 1 см². Испытания проводились в водном растворе хлоридов при температуре 80°С в течение 14 суток. После проведения испытаний подпленочной коррозии и отслаивания покрытия в пограничной зоне не обнаружено. При проведении стендовых испытаний минисекции ЭЦН в растворе солей отмечено уменьшение интенсивности солеотложения в 1,7 раза. Покрытие также выдержало испытание на воздействие абразивной среды с концентрацией твердых частиц 10 г/л (абразив - кварцевый песок с размером частиц 150-250 мкм и микротвердостью 6-7 баллов по Моосу) без значительных изменений в течение 20 часов.

Claims (5)

1. Способ изготовления рабочего органа ступени погружного многоступенчатого центробежного насоса для добычи нефти, заключающийся в том, что на поверхность рабочего органа наносят полимерное покрытие, обеспечивающее, по меньшей мере, снижение солеотложения на указанной поверхности, отличающийся тем, что перед нанесением покрытия соответствующую поверхность рабочего органа подвергают химико-термической обработке, обеспечивающей предотвращение коррозии поверхности при непосредственном контакте поверхности рабочего органа с перекачиваемой средой.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжительность процесса химико-термической обработки выбирают, исходя из условия краткосрочного контакта с перекачиваемой средой на ограниченном участке поверхности.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что химико-термическая обработка представляет собой азотирование.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что полимерное покрытие содержит в своем составе компоненты, обеспечивающие повышение трибологических свойств и снижения износа покрытия.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что полимерное покрытие выполнено на водной основе и содержит в своем составе политетрафторэтилен и дисульфид молибдена.