№ 5 (May 2008)
Принципиально новая конструкция гидромеханических машин, изобретенная в России в конце прошлого века, в настоящее время используется в производстве нефтяных роторно-вихревых насосов (РВН). О принципах работы и конструктивных особенностях РВН уже упоминалось ранее, в № 3, 2004.
By Статья предоставлена HYDRO POWER SYSTEMS (UK) Ltd.
Производство и эксплуатация РВН
Обладателем комплекса исключительных прав на использование, создание, производство и продажу РВН в России является английская компания HYDRO POWER SYSTEMS (UK) Ltd., далее HPS. В 2006 году HPS приобрела исключительные права на интеллектуальную собственность у российских патентообладателей. В 2006–2007 годах было освоено опытное, а затем и серийное производство РВН. В настоящее время погружные насосы эксплуатируются на скважинах ЗАО «Печоранефтегаз», ООО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» и дочернего предприятия ТНК-BP, ОАО «Самотлорнефтегаз».
Помимо скважинных РВН определенные успехи достигнуты компанией HPS и в области наземных насосов. Стоит отметить, что в ближайшее время будет введена в эксплуатацию дожимная нефтяная станция для внутрипромысловой перекачки нефти в ЗАО «Печоранефтегаз», г. Ухта, укомплектованная двумя роторно-вихревыми агрегатами, каждый из которых способен перекачивать 2 200 м3 нефти в сутки на 600 м. Номенклатурный ряд наземных РВН, предлагаемых фирмой HPS, способен обеспечить перекачку вязкой нефти и закачку жидкости в пласт в диапазонах от 200 м3 в сутки на 450 м до 2 400 м3 в сутки на 600 м.
Уникальные характеристики роторно-вихревых насосов позволяют нефтяникам получать эффект при эксплуатации данного оборудования в добыче трудноизвлекаемых запасов нефти и при осложненных скважинных условиях, к которым относятся низкопроницаемые пласты, повышенное содержание мехпримесей, высокий газожидкостной фактор, солеотложение, повышенная вязкость, горизонтальные и наклонно-направленные скважины и др.
Основные эксплуатационные характеристики
роторно-вихревых насосов:
Подъем пластовой жидкости повышенной вязкости из скважин диаметром 4-6 дюйм. в диапазоне подач 5-80 м3/сут и напорами 800-2 500 м (до 4 000 м).
Откачка растворов и «тяжелых» жидкостей из скважин диаметром 4-6 дюйм. при их освоении и после капремонта.
Закачка воды в пласт и внутрипромысловая перекачка жидкостей в диапазоне подач до 120 м3/ч и напором до 40 МПа.
Закачка воды в пласт (шурфовое исполнение насосов) в диапазоне подач до 60 м3/ч и напором до 40 МПа.
Внутрипромысловая перекачка мультифазных сред в диапазоне подач до 120 м3/ч и напором до 40 МПа.
Российский рынок погружных насосов для нефтедобычи
В настоящее время в российской нефтедобывающей отрасли отчетливо проявляется ряд тенденций изменения фонда скважин нефтяных компаний:
снижение среднего дебита скважин;
рост интенсивности освоения новых залежей нефти в связи с ростом спроса на нефть;
увеличение количества скважин, оборудованных погружными насосами (в том числе, замена штанговых и винтовых насосов);
уменьшение фонда скважин с добычей фонтанным способом.
Указанные тенденции в изменении характера скважин в значительной мере определяют характер российского рынка погружных насосов, среди основных черт которого необходимо отметить следующие:
устойчивый спрос на корозионно- и износостойкие насосы;
устойчивый спрос на малодебитные насосы – 5-30 м3/ сут;
усиление конкуренции за счет появления на рынке новых технологий и новых производителей насосов.
При сохранении существующих темпов ввода новых скважин парк нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными насосами различных типов, к 2010 году увеличится до 165 тыс. штук. Перспективы широкого практического применения погружных РВН для добычи нефти в РФ будут связаны со следующими факторами:
значительным увеличением парка скважин с осложненными скважинными условиями;
возвращением в добывающий фонд скважин, выведенных из эксплуатации из-за малого дебита и находящихся на консервации;
плановой и/или аварийной заменой ЭЦН и СШН.
По мнению специалистов фирмы HPS масштабное применение РВН обеспечит в нефтедобывающей промышленности значительный экономический эффект за счет:
увеличения среднего межремонтного периода работы скважин в 1,2-2 раза;
сокращения эксплуатационных расходов;
увеличения средней добычи нефти из скважины;
снижения себестоимости добываемой нефти.
