Размещаемое в скважинах глубинно-насосное оборудование, предназначенное для откачки нефти и воды, работает в сложных условиях. Присутствующие в «скважинной жидкости» соли, механические примеси, углекислый газ, сероводород вызывают его интенсивную коррозию. В связи с повсеместным увеличением обводненности коллекторов и ростом объемов поднимаемой на поверхность агрессивной пластовой жидкости, а также повышением скорости ее движения множатся отказы погружного оборудования из-за коррозии. Их доля в настоящее время достигает 15% от действующего фонда. Межремонтный период скважин (мрп), подвергшихся коррозии, составляет в среднем около 100 суток при среднем общем мрп в 300 суток. финансовые потери, связанные с частыми ремонтами, «недоамортизацией» оборудования и недополученной нефтью, достигают миллиардов рублей в год. Именно поэтому защита глубинно насосного оборудования от коррозии в настоящее время является актуальной задачей.
Наиболее перспективным методом защиты нефтепромыслового погружного оборудования можно назвать протекторную защиту. В его основе лежит известный эффект, связанный с тем, что в различных металлах, помещенных в электролит (в нашем случае «скважинную жидкость») возникают различные электродные потенциалы. В такой гальванической паре более активный металл (анод) начинает испускать электроны, то есть окисляться, а менее активный (катод) - принимать их, присоединяя к своим ионам (восстанавливаться).
Так как погружное оборудование сделано из подверженной коррозии стали (железа), то в качестве протектора используются металлы с более отрицательным, чем у железа, электродным потенциалом. Их три - цинк, алюминий и магний. На практике протекторы изготавливают из алюминиевого сплава с добавлением магния и цинка (в отдельных случаях еще и марганца, циркония, галлия, индия), что обеспечивает их оптимальную работу в агрессивной среде. В скважине между протектором и погружным оборудованием, омываемыми пластовой жидкостью (электролитом), начинает течь постоянный электроток, переносящий электроны с анода (протектора) на катод (насосы или трубы). При этом идет разрушение не рабочего оборудования, а протектора. Со временем он корродирует, «растворяется», и его необходимо заменять на новый.
Промысловая практика показывает, что причиной примерно 70% отказов скважин, вышедших из строя, является коррозия погружных электродвигателей (ПЭД). В то же время доля коррозии в отказах электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) при наработке свыше 300 суток составляет 22% (износ – 35%, засорение – 14%, отложение солей – 29%). Поэтому повышение ресурса этого скважинного оборудования, играющего основную роль при извлечении нефти, невозможно без его защиты от коррозии.
Корпорация ПСС более 25 лет занимается производством и поставкой оборудования для электрохимической защиты от коррозии. Для защиты непосредственно скважинного глубинно-насосного оборудования мы предлагаем погружные протекторы алюминиевые типа ПП-103, ПП-115, ПП-120 (цифры означают диаметр изделия в мм), предназначенные для защиты от коррозии погружных электродвигателей и центробежных насосов.
Погружные протекторы представляют собой цилиндрические стержни длиной 1,5 м, армированные по центру стальным стержнем диаметром 20-60 мм. В поперечном разрезе протектор похож на восьми- или шестигранную звезду. Продольные пазы способствуют беспрепятственному отбору нефти из скважины, обеспечивают большую площадь контакта тела протектора с электролитом («скважинной жидкостью») и увеличивает его токоотдачу. В то же время продольные ребра придают изделию дополнительную жесткость и защищают насос и протектор от механических повреждений при спуске в скважину, благодаря чему протектор играет еще и роль центратора. Чтобы предотвратить электроконтакт протектора со стенками скважины, продольные ребра покрываются специальной изолирующей шпатлевкой. Поэтому ток с анода стекает не на обсадные трубы, а на ПЭД и ЭЦН.
Протектор размещают на самом конце колонны насосно-компрессорных труб, в «поднасосном» пространстве. Он соединяется с компенсатором гидрозащиты электроцентробежного насоса через резьбовое соединение, обеспечивающее надежный и прочный электроконтакт на протяжении всего срока службы. Ток, стекая с протектора, проходит через электролит по наиболее короткому пути, входит в корпус ПЭД, подвешенного на колонне насосно-компрессорных труб, и подавляет или ограничивает окисление как его поверхности, так и УЭЦН. Для усиления этого эффекта возможно соединение нескольких протекторов между собой, в своеобразную гирлянду.
Опытно-промышленного испытания показали достаточную эффективность этих изделий. Например, протектор из алюминиевого сплава АЦ5Мг5 диаметром 120 мм и длиной 1,5 м был подвешен на колонне насосно-компрессорных труб в нефтедобывающей скважине на глубине 1,2 км.
Через год эксплуатации на корпусе электроцентробежного насоса не было обнаружено следов коррозии, а на протекторе образовались коверны глубиной до 3 мм.
От коррозии страдают не только глубинные насосы, но, в не меньшей степени, и насосно-компрессорные трубы (НКТ), по которым пластовая жидкость прокачивается на поверхность. Для защиты НКТ Специалистами ПСС были разработаны протекторы внутритрубные (ВПК), представляющие собой цилиндрические вставки различных диаметров, изготовленные из алюминиевых сплавов. Эти ВПК устанавливаются в зоне муфтовых соединений труб, где процесс коррозии протекает особенно интенсивно.
Конструкция протектора обеспечивает его надежный контакт с трубой и обеспечивает беспрепятственное протекание пластовой жидкости. Также как и подвешиваемые к насосам погружные протекторы, ВПК создает защитный потенциал при протекании тока в гальванической паре труба - протектор.
Монтаж протекторов всех видов производится при спуске колонны в скважину в строгом соответствии с рабочим проектом на организацию электрохимической защиты.
Из промысловой практики известны случаи, когда в условиях высокой коррозионной агрессивности пластовой среды потеря массы протектора у отказавших скважин составила 30%. Чаще же всего эти изделия способны работать в среднем от двух до пяти лет, и когда они изношены более чем на 70%, их приходится заменять на новые.
Метод катодной защиты, позволяющий значительно продлить срок службы дорогостоящего погружного оборудования, доказал свою технологическую эффективность, а учитывая стоимость протекторов, и экономическую.
