Рабочий орган погружного центробежного насоса для добычи нефти

Техническое решение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при изготовлении погружных центробежных насосов для добычи нефти, в частности, насосов для добычи нефти из скважин с высокой обводненностью и высоким содержанием минеральных солей в пластовой жидкости. Рабочий орган погружного центробежного насоса для добычи нефти включает в себя проточную часть с элементами, предназначенными для взаимодействия с перекачиваемой средой. На поверхностях рабочего органа, выполненных с возможностью контакта с перекачиваемой средой, образован слой отверженного полимерного материала, содержащего водорастворимое или маслорастворимое связующее вещество. При этом в отличии от прототипа полимерный материал содержит ингибитор солеотложения. Технический результат, достигаемый при реализации полезной модели, заключается в повышении надежности, долговечности и эффективности использования погружных центробежных насосов для добычи нефти в скважинах с высокой обводненностью и высоким содержанием минеральных солей в пластовой жидкости путем снижения солеотложения на рабочих органах и других деталях насоса при одновременном сокращении расхода ингибитора солеотложения, достигаемого за счет обеспечения заданного режима воздействия ингибитора на пластовую жидкостью в течении срока эксплуатации насоса в скважине, а также за счет обеспечения подачи требуемого количества ингибитора в любые полости, образованные рабочими органами насоса независимо от интенсивности и характера потока перекачиваемой среды, проходящего через эти полости.

Техническое решение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при изготовлении погружных центробежных насосов для добычи нефти, в частности, насосов для добычи нефти из скважин с высокой обводненностью и высоким содержанием минеральных солей 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 в последствие 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. Кроме того, твердый осадок минеральных солей, накапливается в призабойной зоне добывающих скважин, на стенках эксплуатационной колонны и лифтовых труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях

систем сбора и подготовки нефти, что приводит к снижению продуктивности скважины, а также снижению общей эффективности разработки и эксплуатации нефтяного месторождения.

Главным источником выделения солей в нефтепромысловых средах является попутная вода, добываемая стоместно с нефтью. Вследствие нагрева потока пластовой жидкости вызванного теплоотдачей электродвигателя и насоса, снижается растворимость минеральных солей в воде и происходит выпадение твердого осадка. С ростом обводненности добываемой продукции проблема солеотложения на скважинном оборудовании увеличивается. Интенсификация нефтедобычи, сопряженная со снижением забойного давления в добывающих скважинах за счет увеличения глубины спуска насосного агрегата также приводит к обострению проблемы солеотложения, вследствие повышения температуры в зоне работы агрегата, в том числе за счет дополнительного нагрева электродвигателя. С ростом температуры снижается растворимость минеральных солей, что интенсифицирует появление осадка.

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.

Наиболее распространенным способом защиты скважинного оборудования

от солеотложения является использование скважинного дозатора ингибитора солеотложения, подобный способ описан, в частности, в патенте RU 2227206 С1 (ООО "ПермНИПИнефть"), 20.04.2004 в соответствии с которым предварительно определяют дебит скважины и обводненность пластовой жидкости, размещают в стволе скважины устройство в виде специального модуля насосного агрегата, состоящего из последовательно соединенных по торцам секций-контейнеров с перфорированным основанием, в каждой из которых предварительно размещают твердый ингибитор солеотложения, растворяющейся в потоке пластовой жидкости, проходящей через устройство.

Основной недостаток подобных способов защиты от солеотложения состоит в пассивном способе подачи ингибитора, что приводит к недостаточно активному воздействию на процесс солеотложения в самом начале эксплуатации насосного оборудования, а также при остановке насоса, кроме того при описанном способе подачи ингибитора наименьшему воздействию будут подвергаться застойные зоны в рабочих органах насоса, где солеотложение наиболее интенсивно вследствие недостаточного охлаждения и недостаточно активного движения перекачиваемой среды.

Кроме того, известен рабочий орган погружного центробежного насоса для добычи нефти, описанный в патенте RU 2223922 С1 (ООО "БОРЕЦ"), 20.02.2004, представляющий собой крыльчатку диспергирующей ступени электроцентробежного насоса (ЭЦН), в крыльчатке закреплены постоянные магниты, образующие магнитную систему. За счет взаимодействия

перекачиваемой водонефтяной смеси с крыльчаткой происходит ее турбулизация, одновременно происходит активное омагничивание турбулизованного потока. В результате омагничивания водонефтяной смеси начинается активная коагуляция коллоидных растворов парафинов и силикатов в воде, а также кристаллизация солей на образовавшихся в результате коагуляции твердых частицах, которые уносятся потоком, не оседая на рабочих органах насосных ступеней ЭЦН.

Недостатком описанного средства для защиты деталей ЭЦН от солеотложения является то, что подобным образом не может быть обеспечено усиленное воздействие на пластовую жидкость в первые 10-15 суток эксплуатации насоса, когда процесс солеотложения на рабочих органах ступеней ЭЦН наиболее интенсивен, однако описанный способ может быть эффективно использован в сочетании с другими способами защиты от солеотложения, например, в сочетании с заявленным способом.

Наиболее близким аналогом заявленной полезной модели (прототипом) является рабочий орган погружного центробежного насоса для добычи нефти, описанный в патенте RU 2106430 С1 (РАБИНОВИЧ А. И.), 10.034.1998, выполненный из пористого спеченного материала и включающий в себя проточную часть с элементами, предназначенными для взаимодействия с перекачиваемой средой, поры спеченного материала с помощью пропитки заполнены отверженным полимерным герметизирующим составом, содержащим водорастворимый ингибитор коррозии, при этом на внешних поверхностях рабочего органа, контактирующих с перекачиваемой средой,

образован защитный слой, сформированный за счет избыточного количества пропиточного материала. Функция ингибитора состоит в защите материала рабочего органа за счет создания на его поверхности и на стенках наружных поровых каналов защитной гидрофобной пленки, которая препятствует контакту перекачиваемой среды с материалом детали аналогично действию защитных покрытий различного назначения.

Основными недостатками прототипа является то, что частицы ингибитора защищают лишь прилегающие участки поверхности, при этом воздействия на свойства водонефтяной смеси, контактирующей с рабочим органом практически не происходит, кроме того в процессе эксплуатации детали с пластовой жидкостью взаимодействует лишь незначительная часть ингибитора, оказавшаяся в приповерхностной зоне, что приводит к неоправданному расходу ингибитора при изготовлении рабочего органа.

Таким образом, задача, на решение которой направлена настоящая полезная модель, состоит в обеспечении возможности эффективного использования погружных центробежных насосов для добычи нефти в скважинах с высокой обводненностью и высоким содержанием минеральных солей в пластовой жидкости.

Технический результат, достигаемый при реализации полезной модели, заключается в повышении надежности, долговечности и эффективности использования погружных центробежных насосов для добычи нефти в скважинах с высокой обводненностью и высоким содержанием минеральных солей в пластовой жидкости путем снижения солеотложения на рабочих органах

и других деталях насоса при одновременном сокращении расхода ингибитора солеотложения, достигаемого за счет обеспечения заданного режима воздействия ингибитора на пластовую жидкостью в течении срока эксплуатации насоса в скважине, а также за счет обеспечения подачи требуемого количества ингибитора в любые полости, образованные рабочими органами насоса независимо от интенсивности и характера потока перекачиваемой среды, проходящего через эти полости.

Рабочий орган погружного центробежного насоса для добычи нефти, включает в себя проточную часть с элементами, предназначенными для взаимодействия с перекачиваемой средой. На, по меньшей мере, одной поверхности рабочего органа, выполненной с возможностью контакта с перекачиваемой средой, образован слой отверженного полимерного материала, содержащего водорастворимое или маслорастворимое связующее вещество. При этом в отличии от прототипа полимерный материал содержит ингибитор солеотложения.

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели слой отверженного полимерного материала может быть образован на всех поверхностях, выполненных с возможностью контакта с перекачиваемой средой.

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели слой отверженного полимерного материала может быть образован на всех поверхностях, выполненных с возможностью контакта с перекачиваемой средой, за исключением посадочных и трущихся поверхностей рабочего органа.

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели рабочий орган представляет собой рабочее колесо ступени многоступенчатого погружного центробежного насоса для добычи нефти

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели рабочий орган представляет собой направляющий аппарат ступени многоступенчатого погружного центробежного насоса для добычи нефти

Кроме того, в частном случае реализации полезной модели содержание ингибитора солеотложения в полимерном материале может находиться в пределах от 0,5 до 10% мас.

Введение ингибитора солеотложения в водо- или маслорастворимое связующее вещество позволяет обеспечить постепенное выделения частиц ингибитора в пластовую жидкость по мере растворения связующего. Требуемая скорость и время выделения ингибитора задается подбором количества и состава связующего вещества. В частности, может быть обеспечено полное растворение связующего вещества и, соответственно, выделение ингибитора в первые 10-15 суток эксплуатации оборудования в скважине, когда солеотложение происходит наиболее интенсивно, а эффективная защита от солеотложения наиболее важна, так как если солеотложение не началось в этот период, то и в дальнейшем оно не будет происходить интенсивно.

Размещение ингибитора непосредственно на поверхности рабочего органа насоса позволяет обеспечить подачу ингибитора в любые полости, образованные рабочими органами насоса, в том числе в застойные зоны, куда ингибитор, подаваемый в пластовую жидкость известными способами, практически

не поступает, а солеотложение наиболее интенсивно. При этом в отличии от прототипа ингибитор защищает не только поверхность, на которую он нанесен непосредственно, но и весь объем прилегающих к этой поверхности полостей рабочей части насоса, так как ингибитор воздействует на свойства находящейся в этих полостях водонефтяной смеси. Таким образом рабочий орган фактически выполняет функцию носителя (дозатора) ингибитора солеотложения, обеспечивающего подачу ингибитора в заданные полости насоса.

Рекомендуемое содержании ингибитора солеотложения в полимерном материале находится в пределах от 0,5 до 10% мас, так как меньшего количества ингибитора может оказаться недостаточно для эффективной защиты детали в течении первых 10-15 дней эксплуатации. При содержании ингибитора более 10% могут возникнуть технологические проблемы при получении стабильной смеси ингибитора и полимерного связующего. Кроме того, большое количество ингибитора, поступающее в водонефтяную смесь, может привести к формированию на поверхности детали гелеобразного слоя, содержащего большое количество микрокристаллов соли, и, соответственно, существенному ухудшению эксплуатационных характеристик насоса и выходу его из строя.

Слой отверженного полимерного материала на поверхности рабочего органа образуют посредством окунания рабочего органа или его части в емкость со смесью, состоящей из ингибитора солеотложения в жидком или мелкодисперсном состоянии и полимерного связующего вещества в жидком состоянии, с последующей полимеризацией связующего вещества. Перед окунанием

участки поверхности рабочего органа, не контактирующие с перекачиваемой средой, закрывают материалом, непроницаемым и нерастворимым в указанной смеси. Кроме того слой отверженного полимерного материала может быть образован посредством распыления на заданные поверхности рабочего органа смеси, состоящей из ингибитора солеотложения в жидком или мелкодисперсном состоянии и полимерного связующего вещества в жидком состоянии, с последующей полимеризацией связующего вещества.

Возможность осуществления полезной модели, охарактеризованной приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается описанием рабочего колеса и направляющего аппарата ЭЦН, выполненных в соответствии с настоящей полезной моделью, сопровождаемое чертежом, на котором изображен участок наружной поверхности рабочего органа со слоем отверженного полимерного материала, содержащего ингибитор солеотложения.

Рабочее колесо ступени ЭЦН предварительно промытое горячим раствором моющего средства без зазора закрепили на оправке, диаметр которой соответствует диаметру вала насосной секции ЭЦН, а кольцевой паз для установки антифрикционной шайбы закрыли соответствующей временной шайбой, что позволяет исключить попадание ингибитора на посадочные поверхности рабочего колеса.

Оправку с закрепленными на ней рабочими колесами поместили на 3-5 сек. в ванну со смесью, состоящей из расплава синтетического высокоплавкого церезина 1, находящегося при температуре около 150°С, и ингибитора солеотложения типа Дифанат 2 в количестве 8% мас. (в качестве ингибитора

могут быть использованы и другие фосфорорганические комплексоны на основе фосфоновых кислот или другие известные виды ингибиторов солеотложения (накипеобразования)).

После извлечения изделия из ванны его охладили при комнатной температуре до полимеризации церезина и образования на поверхности рабочего колеса (за исключением посадочной поверхности рабочего колеса и паза для установки антифрикционной шайбы) слаборастворимого в нефтяных углеводородах отверженного слоя 3, содержащего связующее вещество - церезин и указанный выше ингибитор солеотложения.

При изготовлении направляющего аппарата ступени ЭЦН на внутреннюю поверхность стакана за исключением трущиеся поверхности осевой опоры (трущихся поверхностей обеих осевых опор для двухопорных ступеней) и проточную часть направляющего аппарата предварительно промытого горячим раствором моющего средства, при температуре около 20°С распылением нанесли смесь поливинилового спирта (ПВС) с отвердителем и ингибитора солеотложения типа Дифанат в количестве 5% мас. После нанесения смеси полимерное связующее подвергли термической полимеризации путем нагрева изделия в печи с принудительной циркуляцией воздуха при температуре около 120-150°С в течении, приблизительно, 1 ч до полной полимеризации ПВС и образования на поверхности рабочего колеса слаборастворимого в воде отверженного слоя 3, содержащего указанный выше ингибитор солеотложения.

При прохождении водонефтяной смеси через рабочий орган ЭЦН, выполненный

описанным выше способом, она будет растворять полимерное связующее, что приведет к выделению ингибитора в объем перекачиваемой смеси. Основным компонентом ингибиторов описанного выше типа являются органофосфонаты - соли органических фосфоновых кислот, которые входят в состав ингибиторов в виде комплексов с переходными металлами, главным образом с цинком. При выделении ингибитора в водонефтяную смесь комплексы органофосфонатов адсорбируются (осаждаются) на поверхности зародышей кристаллов карбоната кальция, препятствуя дальнейшей кристаллизации карбоната кальция.

В некоторых случаях слой полимера с ингибитором солеотложения может быть образован только в проточной части рабочего органа, в связи с тем, что через проточную часть проходит наиболее интенсивный поток перекачиваемой среды ингибитор, поступающий в перекачиваемую среду в проточной части, будет обеспечивать достаточно эффективную защиту всей полости насоса.

Испытания ЭЦН с рабочими органами, выполненными описанным в примерах способом, показали высокую эффективность защиты от солеотложения. При испытаниях в режиме «пуск - остановка» интенсивность солеотложения снижалась в 3-4 раза.

1. Рабочий орган погружного центробежного насоса для добычи нефти, включающий в себя проточную часть с элементами, предназначенными для взаимодействия с перекачиваемой средой, при этом на, по меньшей мере, одной поверхности рабочего органа, выполненной с возможностью контакта с перекачиваемой средой, образован слой отверженного полимерного материала, содержащего водорастворимое или маслорастворимое связующее вещество, отличающийся тем, что полимерный материал содержит ингибитор солеотложения.

2. Рабочий орган по п.1, отличающийся тем, что слой отверженного полимерного материала образован на всех поверхностях, выполненных с возможностью контакта с перекачиваемой средой.

3. Рабочий орган по п.1, отличающийся тем, что слой отверженного полимерного материала образован на всех поверхностях, выполненных с возможностью контакта с перекачиваемой средой, за исключением посадочных и трущихся поверхностей рабочего органа.

4. Рабочий орган по п.1, отличающийся тем, что представляет собой рабочее колесо ступени многоступенчатого погружного центробежного насоса для добычи нефти.

5. Рабочий орган по п.1, отличающийся тем, что представляет собой направляющий аппарат ступени многоступенчатого погружного центробежного насоса для добычи нефти.

6. Рабочий орган по п.1, отличающийся тем, что содержание ингибитора солеотложения в полимерном материале находится в пределах от 0,5 до 10 мас.%.