ˆˇ˛˘˙ ˝ ˘ ˝ ˚ ˝ ˘ ˘ˆ ˛ ˚ ˝˘ ˝ ˘˛ ˘ - Novomet...Опыт компании «Новомет» наглядно демонстрирует это. В первой

К О Р П О Р А Т И В Н Ы Й Ж У Р Н А Л Г Р У П П Ы К О М П А Н И Й « Н О В О М Е Т »

Полнокомплектныенасосные системыдля добычи нефти

на шельфе

№ 20, СЕНТЯБРЬ2017

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

СИСТЕМЫППД

СЕРВИСПОРОШКОВАЯМЕТАЛЛУРГИЯ

СТЕНДЫТЕСТИРОВАНИЯ

стр. 6

■ отсутствиегромоздкого привода

■ спуск на глубину до3000 метров

■ вывод скважин из периодического режима работы

■ более высокий КПД, которыйрастет с увеличением вязкости

■ нет необходимости подбора эластомера статора для жидкости конкретной скважины

ПРЕИМУЩЕСТВА:

Перед ШГН: Перед ЭЦН: Перед винтовым насосом:

www.novomet.ru/orn

■

■

3

новости КоМПАнии

4Сервисный центр в Америке

Рекордные наработки малого габарита

5Премия за вклад в инновационное развитие ТЭК России

Управлять месторождением по-новометовски

нА ЗАМЕтКУ нЕФтЯниКУ

6 нефТь Под водой/ Евгений ПОШВИН , Михаил СИДОРОВ /

10

ColibriESP – РевоЛЮЦИЯ в нефТедоБЫЧеТехнология освоения и эксплуатации нефтяных скважин установкой сверхмалого габарита на грузонесущем кабеле/ Дмитрий ГОРБУНОВ /

21оБоРУдовАнИе дЛЯ РАБоТЫ УЭЦн в УСЛовИЯх ИнТенСИвного вЫноСА мехАнИЧеСКИх ПРИмеСей/ Наталья ЛЫКОВА /

26оБоРУдовАнИе дЛЯ оРЭ И БАйПАСнЫе СИСТемЫ опыт эксплуатации/ Андрей ОРЛОВ /

32оПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭнеРгоЭффеКТИвнЫх УЭЦн «новомеТ» / Владислав НЕВОСТРУЕВ /

36 оБоРУдовАнИе дЛЯ ППд/ Денис ХУДЯКОВ /

40 одновРеменно: доБЫЧА И зАКАЧКА/ Михаил ПАНАчЕВ, Алексей БОНДАРь, Андрей ОРЛОВ /

43УСТАновКА оБъемно-РоТоРного нАСоСА дЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ мАЛодеБИТного фондА нефТЯнЫх СКвАжИн (оРнП)/ Михаил ПАНАчЕВ, Алексей БОНДАРь /

45ЭнеРгоЭффеКТИвнЫе УЭЦн С венТИЛьнЫмИ ЭЛеКТРодвИгАТеЛЯмИ/ Андрей КАРПЮК /

ниоКр

51БАЛАнСовЫе ИСПЫТАнИЯ СТУПеней ПогРУжнЫх ЛоПАСТнЫх нАСоСов дЛЯ доБЫЧИ нефТИ / Шарифжан АГЕЕВ, Евгений ДРУжИНИН, Евгений ГРИГОРЯН /

ПЕрЕЧЕнЬ ПроДУКЦии гК «новоМЕт»

59 Погружное оборудование

Системы ППд

63 Сервисные услуги

3в номереАРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №20 | СЕНТяБРь 2017

«Арсенал нефтедобычи»Корпоративный журнал ГК «Новомет»

№ 20, сентябрь, 2017

главный редактор:Евгений Пошвин

выпускающий редактор:Алексей Мальцев

дизайн и верстка:Светлана Старкова

Идея и дизайн обложки:Эдуард Шидриков

Консультант:Михаил Сидоров

Редакционная коллегия:

м.о. Перельмангенеральный директор АО «Новомет-Пермь»

е.в. Пошвиндиректор департамента

инновационных разработок АО «Новомет-Пермь»

ф.ф. хафизовгенеральный директор ООО «Новомет-Сервис»

С.д. Слепченкодиректор по качеству ООО «Новомет-Сервис»

д.в. Трошинначальник отдела маркетинга

ДИР АО «Новомет-Пермь»

А.в. мальцевсекретарь редакционной коллегии

Адрес редакции:Россия, 614065, Пермь, Ш.Космонавтов, 395

Тел: (342) 296 27 56. Факс: (342) 296 23 02.E-mail: [email protected]

www.novomet.ru

Тираж:999 экземпляров

Полное и частичное воспроизведение опубликованных в издании материалов допускается

только с письменного разрешения редакции

© АО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ», 2017

Работа «Установка объемно-роторного насоса для эксплуата-ции малодебитного фонда нефтяных скважин (ОРНП)» удостоена первой премии конкурса научных, научно-технических и иннова-ционных разработок «ТЭК-2017».

Премия за вклад в инновационное развитие тЭк россии

На конкурс, который проводится ежегодно при поддержке Минэнерго России, было подано 258 работ от 83 предприятий. Награждение лауреатов состоялось на V Российском международном энергетическом форуме, про-ходившем в Санкт-Петербурге с 25 по 28 апреля 2017 года.

Объемно-роторный насос кулачкового типа – одна из последних инно-вационных разработок компании «Новомет», призванная решить проблему нефтедобычи высоковязкой нефти на малодебитном фонде скважин. Насос обладает рядом преимуществ как перед серийными ЭЦН-ами, так и штан-говыми насосами.

Оборудование успешно прошло опытно-промысловые испытания, и де-монстрирует высокие цифры наработок. Так, одна из установок ОРН в Румы-нии на месторождении Asset III Muntenia Vest компании OMV Petrom работает в скважине более 650 суток.

Высокая награда конкурса «ТЭК-2017» – еще одно доказательство акту-альности и востребованности оборудования компании.

На сегодняшний день США является одним из ключевых игроков на рынке добычи нефти и газа. Известно, что американский метод ведения бизнеса разительно отличается от аналогичного в РФ: нет монополий или олигополий в сфере нефти и газа, добыча разбита между тысячами опе-раторов.

Несмотря на то, что «Новомет» вошел на американский рынок сравни-тельно недавно, а открыл базу только в этом году, в США функционирует не один десяток скважин с оборудованием производства компании. Ведется активная политика привлечения клиентов, оборудование «участвует» в ключевых международных выставках, проводятся его презентации на форумах и симпозиумах на территории США.

Так, «Новомет» успешно был представлен с собственным стендом на SPE Electric Submersible Pumps Symposium, который проходил 24-28 апреля 2017 года на территории г. Вудлэндс, США.

Сегодня у компании по всему миру насчитывается 17 сервисных центров, из них 10 – в дальнем зарубежье: в США, Колумбии, Эквадоре, Аргентине, Румынии, Египте, ОАЭ, Кувейте, Ираке и Индонезии.

В апреле 2017 года состоялось торжественное открытие оче-редного сервисного зарубежного центра компании «Новомет», базы Katy Service Facility (США). В мероприятии приняли участие генеральный директор Максим Перельман, вице-президент по развитию международного бизнеса Полина Плотникова и дирек-тор департамента инновационных разработок Евгений Пошвин.

сервисный центр в америке

рекордные наработки малого габарита

Так, на Южно-Черемшанском месторождении ОАО «Томскнефть», обслу-живанием которого занимается ОП «Новомет-Стрежевой», установка про-изводства АО «Новомет-Пермь» 2А габарита ВНН2А-80Э-1600 отработала в скважине свыше 1606 суток. В настоящее время установка находится в работе.

На Самотлорском месторождении АО «Самотлорнефтегаз» установка производства пермской компании УВНН-2А-80Э-2300/46-140 с наработ-кой 1433 суток продолжает работать. Всего на данном месторождении 1000-суточный рубеж преодолели 16 новометовских установок, из них сегодня в работе находятся 6.

Малогабаритное оборудование пермского холдинга востребовано как никогда: бездействующие скважины с различными техническими ограни-чениями, как и боковые стволы, имеются практически в каждой компании. И высоконадежное оборудование АО «Новомет-Пермь» помогает «вернуть к жизни» бездействующий до последнего времени фонд и увеличить добычу.

Благодаря использованию в конструкции гибких муфт область приме-нения оборудования значительно расширилась за счет боковых стволов и искривленных скважин с набором кривизны колонны в зоне подвески до 4º на 10 м.

В то время как конкуренция в нефтяном машиностроении все обо-стряется, АО «Новомет-Пермь» продолжает удерживать лидерство в производстве надежного малогабаритного оборудования. В частности, его установки 2А и 3 габарита уверенно демонстрируют рекордные на-работки на российских месторождениях.

УПравлять месторождением По-новометовски

Доклад, сделанный на Конференции начальником группы математическо-го моделирования «Новомета» Иваном Золотаревым, наглядно продемон-стрировал ниши, которые занимают технологии и оборудование компании в общей цепочке от геологоразведочных работ до переработки нефти:

• получение первичной информации с датчиков о работе оборудования (ТМС и СУ Новомет);

• сбор и передача информации о работе скважины по беспроводным каналам связи, представление ее в графическом и табличном видах (система удаленного мониторинга и управления Novomet Track);

• оптимальный подбор оборудования в скважину (Novomet SelPro);• управление работой оборудования на месторождении (ИСУ Новомет).Наибольший интерес у слушателей вызвало виртуальное определение

некоторых параметров нефтедобычи (например, дебита на поверхности аналогично АГЗУ без использования дополнительных замерных устройств) и результаты оптимизации за счет использования интеллектуальных ал-горитмов в составе станций управления.

В ходе конференции было отмечено, что информационные технологии в нефтегазовом бизнесе являются эффективным инструментом для ре-шения стратегических задач.

Опыт компании «Новомет» наглядно демонстрирует это.

В первой половине июня 2017 г. в отеле «Новый Петергоф» г. Санкт-Петербурга состоялась техническая конференция SPE на тему «Управ-ление цифровым месторождением». Состав участников был более чем представительным. Достаточно назвать таких ведущих игроков нефте-сервисного рынка, как российские компании «Салым Петролеум Деве-лопмент Н.В.», «Газпром нефть», ОАО «Сургутнефтегаз», американские «Schlumberger», «Halliburton», и др.

новости компанииновости компании4 5АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017

НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ

Нефть под водой

Евгений ПОШВИНДиректор Департамента инновационных разработок АО «Новомет-Пермь»

В связи с экономическими санкциями многие отечественные нефтяные компании столкнулись с необходимостью импортоза-мещения оборудования для добычи нефти. В частности, это касается ситуации на шельфе.

Компания АО «Новомет-Пермь» с 2013 г. яв-ляется успешным российским разработчи-ком, поставщиком, и обслуживающим под-рядчиком полнокомплектных скважинных компоновок для добычи нефти и поддержа-ния пластового давления при эксплуатации морских месторождений. Наработанный опыт и серьезный кадровый потенциал ком-пании позволяют осваивать и оперативно внедрять перспективные решения в данной области. Сегодня установки производства АО «Новомет-Пермь» работают на платфор-мах в Египте, Венесуэле, Малайзии, а также на арктическом шельфе РФ.

египетНачало сотрудничества с египетской компа-

нией General Petroleum Company относится к 2013 году. Первый монтаж полнокомплектной УЭЦН производства АО «Новомет-Пермь» состоялся в августе, на буровой самоподъемной ( jack-up) платформе Admarine III (рис. 1). Платформа стационарно располагается в 10 километрах от берега, где глубина моря составляет 150 метров, глубина перфорации скважины – 700 м.

На сегодня в обслуживании «Новомета» на-ходятся 11 скважин на платформах компании GPC в Красном море (месторождения Al Hamd и Amer). За период эксплуатации осуществлено 28 монтажей, максимальная наработка составила 1022 суток, а средняя по работающим скважинам – 835 сут.

Михаил СИДОРОВНачальник бюро рекламы ОМ ДИР АО «Новомет-Пермь»

венесуэлаС октября 2015 г. «Новомет» поставляет оборудование в компанию

Petroleos de Venezuela (PDVSA), Венесуэла. Оборудование успешно эксплуатируется на платформах солоноватого озера Маракайбо (географически является заливом Карибского моря). Месторожде-ние «URDANETA LAGO» разрабатывается с применением небольших стационарно установленных на морском дне платформ. Бурение, ремонт скважин и обслуживание внутрискважинного оборудования осуществляется с помощью морских плавучих буровых судов (рис. 2)

Всего на месторождении смонтировано более 50 установок про-изводства АО «Новомет-Пермь», 39 на сегодня – в работе со сред-ней наработкой 330 суток, а максимальная превысила 600 суток.

Рис. 1. Платформа Admarine III

Рис. 2. Оборудование буровых судов

6 7НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ6 7АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017


Арктический шельф Рф: мЛСП «Приразломная»

С ноября 2016 г. «Новомет» является поставщи-ком внутрискважинных компоновок для эксплуа-тации на арктическом шельфе Печорского моря, МЛСП «Приразломная» (рис.6). Стационарная ледостойкая платформа расположена в 60 км к северо-западу от прибрежного посёлка Варан-дей, и в 980 км от морского порта г. Мурманска.

«Новомет» успешно прошёл предквалифика-цию, и подтвердил соответствие высоким стан-дартам и требованиям к качеству, промышленной и экологической безопасности, предъявляемых ООО «Газпром нефть Шельф» для обеспечения безопасного внедрения оборудования и его по-следующую эффективную эксплуатацию.

«Новомет» осуществляет комплексную по-ставку внутрискважинного оборудования си-стемы верхнего заканчивания для добывающих и нагнетательных скважин, услуги по подготовке комплекса оборудования к монтажу, монтажные и демонтажные работы на платформе, работы по техническому обслуживанию внутрискважинного оборудования и наземного электрооборудова-ния, а также – оказание консультационных услуг в режиме 24/7.

Компоновка включает полнокомплектную УЭЦН 7А габарита с байпасной системой Y-Tool и системой телеметрии с погружным расходо-мером для контроля максимального количества параметров. Внутрискважинное оборудование состоит из гидравлического клапана-отсекателя с контрольно-управляющей линией, извлекаемой пакерной компоновки с двойным уплотнением и седлом для активации пакера с помощью раство-римого шара, а также линии для подачи ингиби-тора в подпакерное пространство.

Компоновка оснащена комплектом перево-дников, протектолайзеров, ЗИП, и другого не-обходимого дополнительного оборудования для интеграции всех элементов ВСО и УЭЦН с существующей компоновкой нижнего заканчи-вания. Также предусмотрено оборудование для проведения исследований на ГНКТ, безопасного и качественного монтажа и демонтажа установки и диагностики всего комплекса. Комплект пред-усматривает и возможность переоснастки всей системы и ее применения в различных конфигу-рациях.

На момент подготовки статьи в работе нахо-дятся две компоновки верхнего заканчивания - для добывающей и нагнетательной скважин, наработки превысили 250 суток.

малайзия: ColibriESPВ 2017 году наша компания успешно испытала в условиях не-

фтяной платформы революционную технологию монтажа УЭЦН на грузонесущем кабеле – Colibri ESP. Монтаж УЭЦН 217 серии (2 габарита) осуществлен на стационарной платформе BODP-C ком-пании Petronas (Малайзия) (рис.3).

Монтаж проведен в газлифтную скважину с применением пере-довых технологий в области внутрискважинного и поверхностного оборудования. Запорно-фланцевая арматура оборудована авто-матическими гидравлическими превенторами дистанционного управления (рис. 4), а в скважине предусмотрен клапан-отсекатель, препятствующий фонтанированию при последующей замене ЭЦН.

Монтаж установки осуществлен через лубрикатор (рис.5). В силу его достаточной длины (25 метров), все проведено за один подход (полностью вся установка). Существует возможность монтажа Colibri ESP габарита и в 2 подхода, посекционно. В дальнейшем данная тех-нология позволит монтировать УЭЦН без глушения скважины, без привлечения буровой вышки или бурового судна.

Рис. 6

Рис. 3

Рис. 4

Рис. 5



Colibri ESP –революция в НефтедобычеТехнология освоения и эксплуатации нефтяных скважин установкой сверхмалого габарита на грузонесущем кабеле

Дмитрий ГОРБУНОВНачальник конструкторского бюро по разработке пакерных систем ДИР АО «Новомет-Пермь»

Нефтяная отрасль сегодня развивается стремительно, моменты кризиса лишь подталкивают ее развитие – все начинают считать деньги, и нефтяники тоже. На пери-ферии появляются новые технологии, которые с точки зрения экономии раньше не рассматривались нефтяны-ми компаниями. На смену традиционным технологиям и оборудованию приходят новые решения, которые готовы будут заменить их в недалеком будущем.

В настоящее время как в мире, так и в России все больше сква-жин выводятся из эксплуатации. Основными причинами этого являются негерметичность обсадной колонны, обводненность скважины, уменьшение проходного диаметра вследствие ремон-та, отложение АСПО, солей на стенках колонн и, как следствие, последующая нерентабельность их эксплуатации. Срок жизни скважины составляет от 5 до 15 лет в России и 10-50 лет в зару-бежной нефтяной отрасли. Данный показатель свидетельствует о качестве первоначальной подготовки скважины к дальнейшей эксплуатации, и говорит не в пользу российских эксплуатирующих нефтяных компаний. За время жизни рабочие скважины требу-ют дорогостоящего ремонта, становятся не рентабельными, и в дальнейшем консервируются. Чтобы продлить жизнь скважины с минимальными вложениями, требуется новое перспективное оборудование и технологии для его применения.

Монтаж дополнительной колонны труб 2 7/8 в скважину с огра-ничениями является самым простым способом восстановить ее работоспособность и вернуть к жизни. Для решения данных и дру-гих задач разработан комплекс малогабаритного оборудования и, соответственно, технология для его применения.

КонструкцияСпециалистами компании Новомет с 2008 года создана линей-

ка перспективного малогабаритного оборудования, в которую входят 2А, 3 и 4 габариты. Максимальный диаметр их составляет 81, 95, 103 мм, соответственно. Данные малогабаритные ЭЦН хо-рошо себя зарекомендовали на нефтянном рынке России и даль-него зарубежья, широко эксплуатируются и пользуются спросом. Технология 2 габарита была спроектирована и разработана для расширения линейки малогабаритного оборудования.

Характерной особенностью беструбной эксплуатации нефтя-ных скважин погружным ЭЦН является отсутствие насосноком-прессорных труб, заменяемых грузонесущим кабелем, при этом



корпусе 55 мм еще пару лет назад было прак-тически невозможно. В данном габарите кроме магнитопровода, обмотки и магнитов размеще-ны: вал с трансмисией, соединение токоведущих выводных проводов, а также быстроразъемное бесфланцевое соединение секций ЭЦН. КПД дви-гателя составил 85%.

ТМСБлок телеметрии позволяет фиксировать

основные параметры работы двигателя ЭЦН и дополнительные параметры по давлению, тем-пературе и вибрациям. Элементы телеметрии вы-полнены в миниатюрном исполнении, размещены в двух отдельных блоках – электроники и дрос-селей. Количество измеряемых показаний теле-метрии для 2 габарита ничем не уступает серийно выпускаемым вариантам в больших габаритах.

Соединение всех модуль-секций ЭЦН, разра-ботанное специалистами компании, запатенто-вано в Росреестре. Соединение является бес-фланцевым, быстроразъемным, состоящим из минимального количества деталей, как показано на рис. 2. Соединение секций между собой про-исходит за счет установки подпружиненных эле-ментов в посадочные карманы с последующей их фиксацией наружной обечайкой. Все модуль-секции установки собираются из одних и тех же деталей, независимо от их назначения – двига-тель это или телеметрия, газостабилизатор или насос. Унификация по узлам и деталям модуль- секций установки составила более 50% позиций.

Еще один из узлов, заслуживающих внимания – кабельная линия. Представляет собой сов-мещение питающего нефтепогружного кабеля и геофизического кабеля с грузонесущими пови-вами (рис. 3). Грузонесущая способность кабеля составляет 10000 кг на разрыв, заделка в муфте токоввода (рис. 4) настраивается в зависимости от требования заказчика и может составлять

Рис. 2

Рис. 4

подъем пластовой жидкости осуществляется по колонне обсадных труб. Технология 2 габарита позволяет разме-стить ЭЦН в колонне труб НКТ, а не в обсадной колонне. Добыча ведется стандартным способом с минимальным изменением фонтанной арматуры, тем самым достигается высокая надежность и безаварийность при эксплуатации скважин беструбным способом.

Техническое задание, поставленное нефтяниками, было узконаправленно и трудновыполнимо с помощью традици-онных технологий.

Установка ЭЦН должна размещаться в лифте труб НКТ-73 (внутр. диаметр 59-62 мм) и перекачивать пластовую жид-кость через заранее установленный барьер, который отде-ляет зону нагнетания от зоны всасывания (продуктивного пласта скважины). Барьером в таком случае может являться посадочный ниппель или предварительно установленный автономный пакер. Объемы перекачиваемой жидкости со-поставимы с серийными установками, и должны обеспечить максимальную подачу не менее 100 кубических метров жид-кости в сутки. Решить данную задачу стало возможно путем создания малогабаритной установки с высокими рабочими скоростями вращения вплоть до 10000 об/мин. Номинальная частота вращения для 2 габарита составила 8500 об/мин.

Для данной установки зазор между корпусом и трубой для прохода жидкости должен составлять не менее 2-3 мм, наружный диаметр по корпусу решили сделать всего 55 мм. В данном габарите был спроектирован весь комплекс обо-рудования, а именно – узлы ЭЦН: двигатель, гидрозащита, телеметрия, газостабилизатор, насос и узлы герметизации. А так же дополнительное внутрискважинное оборудование, включающее пакер, узел герметизации, обратный клапан, клапан отсекатель, узлы компенсации и слива жидкости.

НасосМалогабаритный ЭЦН с наружным диаметром 55 мм

позволил добывать от 18 до 180 куб. метров жидкости в сутки с глубины до 2500 метров. Насос выполнен в много-секционном исполнении, количество секций в нем может достигать 10 шт. Длина одной секции варьируется от 2 до 4,3 метров. В них используется пакетная схема сборки ра-бочих колес, все они унифицированы и устанавливаются друг на друга в произвольном порядке. Сборка насоса в пакетном исполнении и с расположением осевой опоры сверху позволили снять осевую нагрузку с гидрозащиты. Разработаны 3 исполнения рабочих пар: ступени 2-18, 2-28, 2-50, которые позволяют обеспечить любой дебит в интер-вале от 18 до 180 кубов в сутки.

Характеристика ступеней представлена на рис. 1

ЭлектродвигательПогружной, маслозаполненый вентильный двигатель

содержит от 1 до 3 унифицированных секций. Все секции обмотаны проводом одного диаметра, это позволило сде-лать их универсальными и применять в любом сочетании в зависимости от требуемой мощности ПЭД. Длина одной модуль-секции составляет 2, 3 и 4 метра, их мощность равна 15, 25 и 35 кВт соответственно. Максимальная суммарная мощность электродвигателя – 105 кВт, ограничена сечени-ем выводных проводов, соединяющих секции между собой. Номинальные токи до 28 А и напряжение до 3000 кВ позво-лили получить минимальный перегрев электродвигателя – 25°С. Мощность первой изготовленной двухсекционной машины для 2 габарита составила 70 кВт, чего достичь в

Рис. 1. Характеристики ступеней

ВНН2-18 на 8500 об/мин



Рис. 3



тизирующей головки по кабелю, а также возмож-ность использования стандартных сальниковых герметизаторов от ШГН (СУСГ). Разработана тех-нология вывода кабеля через токоввод стандарт-ной планшайбы ЗФА – АФЭН 21/35-65Э-400М. Для исключения аварийного фонтанирования скважи-ны при монтаже используются малогабаритные превенторы, которые могут загерметизировать скважину по корпусу ЭЦН, кабелю, либо обрезать кабель и заглушить скважину. Монтаж установки со всеми проверками проходит в течение 1,5 часов. Ее спуск или подъем проводится со скоростями до 1,5 м/с, спуск на глубину до 2000 метров можно провести за 25-30 минут. Демонтаж установки с максимальным количеством секций проводится в

течение 50 минут. Смену установки возможно вы-полнить без привлечения сил бригады КРС, пред-варительно заглушив скважину. Общее время замены установки составляет порядка 4-6 часов.

Второй вариант (незаглушенная скважина)

Данный комплекс оборудования позволит про-вести спуск малогабаритного ЭЦН в скважину без ее глушения по технологии спуска геофизическо-го оборудования при проведении ГИС. Отличие от технологии монтажа на заглушенной скважине заключается в применении лубрикатора (шлю-зовой камеры) и инжекторов для возможности спуска ЭЦН (задавливания дополнительным

Рис. 6

7500 кг. Кабель является ремонтопригодным, существует возможность сростки линий из двух отдельных через пенетратор. Дополнительно разработана технология монтажа кабельной муфты непосредственно при проведении работ на скважине.

С данной установкой ЭЦН можно пройти через любой зауженный элемент лифта скважины, местное занижение проходного диаметра может составлять 57 мм. Дополнительно были разра-ботаны две технологии для захода установкой в боковой ствол (рис. 5). Первая подразумевает исключение силы трения за счёт прямой про-мывки с выходом жидкости через затруб. Вторая – исполнение комбинированной колонны труб и предварительный монтаж установки 2 габарита в хвостовик, спускаемый в боковой ствол.

ТехнологияТехнология монтажа УЭЦН на кабеле, (рис. 6)

подразумевает 2 варианта: первый (простой) мон-таж проводится после глушения скважины; второй – без глушения скважины.

Первый вариант (заглушенная скважина)

Монтаж ведется с помощью автокрана и гео-физического подъемника (рис. 7 и 8, стр. 14), либо

с помощью лебедки с роликами, установленными на стандартную запорно-фланцевую арматуру (ЗФА) (рис. 9 и 10).

Лифт скважины должен быть оборудован по-садочным ниппелем, который остался от преды-дущей эксплуатации, либо установлен при спуске колонны труб НКТ. Существует возможность раз-местить вместо посадочного ниппеля автономно устанавливаемый пакер с посадочным местом под ЭЦН. Пакер устанавливается предварительно за отдельную спускоподъемную операцию. Под паке-ром есть возможность разместить дополнительно обратный клапан, фильтр, промывочный клапан, либо клапан-отсекатель, отсекающий пласт при подъеме установки ЭЦН. В отличие от классиче-ской схемы кабель при эксплуатации находится не в затрубном пространстве, а в самом лифте НКТ, и требуется комплектовать ЗФА дополнительной колонной, головкой для герметизации кабеля и роликами для проведения СПО. Совместно с ЭЦН скважина оборудуется дополнительными устрой-ствами, устанавливаемыми на стандартные ис-полнения ЗФА. К ним относятся сальниковые гер-метизаторы ШГН, противовыбросовые превенто-ры и другое оборудование, которое ранее исполь-зовали лишь при геофизических исследованиях. Кабель имеет стандартные размеры штанг ШГН, проработана конструкция удерживающей и герме-

Рис. 5



ПреимуществаПрименение данной технологии позволяет сократить время на проведение

спуско-подъемных операций, минимизировать трудозатраты, экономить на операционных и капитальных затратах. Таким образом снижается общая стоимость реализации проектов разработки нефтяных и газовых место-рождений.

Основное преимущество новой технологи и применения данного комплекса заключается в ускоренном развертывании техники, монтаже или замене ЭЦН без подъема лифта НКТ. При этом время замены совместно с разверты-ванием техники составляет порядка 6-8 часов. Время монтажа, демонтажа модуль-секций установки при глубине спуска до 2 км составляет всего 2-2,5 часа. Скорость при проведении спуско-подъемных операций на грузонесущем кабеле может составлять до 1,5 м/с.

Технология спуска ЭЦН на грузонесущем кабеле упрощает и удешевляет монтаж, не требуется наличие спецтехники и бригад КРС. Монтажи можно осуществлять с помощью стандартной автотехники: подъемный кран и стан-дартный геофизический подъемник (ПКС-5 или ПКС-7), либо стационарно установленная у скважины лебедка.

Дополнительным преимуществом является то, что технология монтажа на не заглушенную скважину не требует ее предварительного глушения, а следовательно, и предварительного освоения (откачки жидкости глушения или жидкости для кислотной обработки скважины). При этом происходит ми-нимальное воздействие на пласт, дебит скважины держится на оптимальном уровне. Время ввода скважины в эксплуатацию сокращается на 24-48 часов, что позволяет добыть дополнительные суточные нормы нефти.

Унифицированная конструкция секций ЭЦН позволяет всегда держать на-готове запасные модуль-секции насосов и электродвигателей. Они монтиру-ются в любом порядке и подходят абсолютно к любому ЭЦН. Мощность ПЭД складывается из суммы мощностей секций ПЭД, напор насоса подбирается аналогично. Унифицированные детали модуль-секций ЭЦН позволяют ми-нимизировать складские запасы для ремонта.

Опыт примененияДля подтверждения работоспособности, а также доработки данного ком-

плекса оборудования и технологии, применяемой при геофизических работах, на стендах-скважинах многофункционального стендового комплекса ОАО «ОКБ БН КОННАС», г. Москва в течение 2015-2016 годов был проведен ряд испытаний и исследований по отработке конструкций и материалов, при-мененных впервые.

Данные испытания выявили ряд недостатков ЭЦН 2 габарита, конструкция претерпела значительные изменения. При повышенных оборотах выявились высокие вибрации в электродвигателе и насосе, они также позднее были устранены. Постоянное совершенствование конструкции повысило надеж-ность оборудования. Модернизированная конструкция была подвергнута тяжелым испытаниям на пределе своих характеристик, были проведены ресурсные и циклические испытания, установка успешно их выдержала. В середине 2016 года провели показательные монтажи с представителями не-фтяных компаний России и дальнего зарубежья. Скорость монтажа и спуска установки, а также полученные характеристики произвели огромное впечат-ление на нефтяников. Дополнительные запросы от НК расширили область применения технологии с установкой Colibri ESP.

Летом 2016 года инновационная технология получила жизнь – были про-ведены спуски в тест-скважину в США и рабочую – на месторождении Слав-нефть г. Мегион. Первый монтаж в рабочую скважину состоялся 24.08.16 на Западно-Асомкинском м/р, установка была выведена на рабочий режим без замечаний, подтвердила свою эффективность и работоспособность, (рис. 13, 14 и 15 на стр. 18).

В дальнейшем прошли монтажи на месторождениях США, Малайзии и Румынии.

В США монтаж состоялся в скважину глубиной более 3,5 км, (рис. 16, стр. 19).

Рис. 11

Рис. 12

усилием) при большом давлении. Лубрикатор представляет собой герметичную камеру, пред-варительно установленную поверх ЗФА (рис. 11 и 12). Функция лубрикатора – перед спуском ЭЦН выровнять давление в скважине с атмосферным. Модуль-секция ЭЦН сначала поступает в лубри-катор, а после выравнивания давления в нем и скважине – спускается в скважину, затем дви-жется следующая модуль-секция.

ЗФА оборудуется автоматическими гидравли-ческими превенторами дистанционного управле-ния со временем отклика не более 3 сек. Малое время отклика достигается за счет применения в станции управления превенторами пневмоак-кумуляторов. В превенторе имеются 4 набора плашек (срезные и глухие) для обрезки кабеля и последующей герметизации. Второй набор – гер-метизирующие плашки и удерживающие плашки клинья, не позволяющие «вытолкнуть» установку из скважины при смене лубрикатора. Через лу-брикатор при его длине 25 метров проводится монтаж полностью всей установки. При длине лубрикатора в 15 метров монтаж установки про-

водится за 2 подхода (сборка секции насоса и сборка маслонаполненной части ЭЦН). Существу-ет возможность монтажа ЭЦН 2 габарита посек-ционно, в этом случае установка комплектуется клапаном КОТС и специальными исполнениями выкидного модуля и гидрозащиты, не позволяю-щими при стыковке секций проходить пластовой жидкости через внутреннюю полость насоса.

В незаглушенную скважину обязательно уста-навливается клапан-отсекатель, препятствующий фонтанированию при последующей замене ЭЦН. Он может быть как нижнего, так и верхнего рас-положения. При верхнем расположении клапан герметизирует по кабелю и внутреннему диаметру посадочного ниппеля, предварительно установ-ленного в лифт НКТ. При нижнем расположении активация клапана-отсекателя происходит под действием веса установки и штока, который пере-водит подпружиненную хлопушку клапана в от-крытое положение. Герметизация скважины по ка-белю проводится через колонную головку, после все противовыбросовое оборудование (превен-торы и лубрикатор) демонтируется со скважины.

Рис. 7 Рис. 8

Рис. 9 Рис. 10



Рис. 16

Рис. 17

Рис. 13

Рис. 14 Рис. 15

23-24.08.2016ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Реализация проекта осуществлена на предварительно заглушенной скважине № 14 кстовой площадки 3 бис.Монтаж выполнен при помощи подъемника А-50 и геофизического подъемника ПКС-7МСР Западно-Асомкинское

ПАРАМЕТРЫРАБОТЫ УЭЦН

Напор1983 м

Дебит64,2 м3/сут.

Частота6 900 об/мин.

30.08.16 - 01.09.16скважина Forester 7

Монтаж выполнен при помощи автокрана и лебедки,установленной на шасси.Цель монтажа: эксплуатация водяной скважины

компания PAR Development

02.12.16Малайзия

Монтаж выполнен на тест скважине (заглушенной).Цель монтажа: отработка приемов монтажа с приминением ВСО.Монтаж выполнен при помощи мачты и стационарной лебедки.

компания «Петронас»

В Малайзии монтаж проведен на офшоре в газлифтную скважину с применением передовых технологий в области внутрискважинного оборудования (рис. 17, 18).

В будущем планируется массовые внедрения данной технологии в дальнем за-рубежье и на месторождениях в России. Основные внедрения пройдут на скважинах двух компаний – «Славнефти» и «Оренбургнефти».



ПерспективыТехнология добычи ЭЦН 2 габарита на грузоне-

сущем кабеле открывает новые горизонты при-менения ЭЦН и имеет ряд плюсов в сравнении с существующими технологиями (рис. 19). Мало-габаритный ЭЦН можно широко использовать на ремонтном и законсервированном фонде скважин, в сильно искривлённых скважинах и в боковых стволах. Данную технологию можно применить как при освоении скважин, так и по-сле различных их обработок (откачка кислотной обработки или мелкодисперсного проппанта). И после прекращения фонтанирования на газовых

скважинах при появлении обводненности исполь-зование данной технологии вполне возможно. При восстановлении добычи газлифтным спосо-бом, при добыче на офшоре и многое другое. Дан-ная технология является инновационной, и сфера ее применения будет расширяться, все зависит от фантазии и творческого подхода неф тяников.

На сегодняшний день оборудование и техноло-гия его применения не имеют аналогов в мире. В планах компании – закрепить новый стандарт оборудования и расширить его номенклатуру в механизированной добыче нефтяной отрасли.

Рис. 18

Рис. 19

Наталья ЛыкОВаНачальник лаборатории фильтрационных систем ДИР АО «Новомет-Пермь», к.т.н.

Засорение рабочих узлов установки яв-ляется одним из основных осложняющих факторов в нефтедобыче. Для успешного решения проблемы АО «Новомет-Пермь» предлагает защиту узлов УЭЦН от засоре-ния и износа с помощью фильтров различ-ных конструкций и скважинных сепарато-ров. В представленном материале обозна-чены области применения этих устройств и их основные преимущества.

Вынос механических примесей из пласта об-уславливает гидроабразивный, абразивный из-нос, и может приводить к засорению проточных каналов ступеней насосов. Как следствие, сово-купность этих факторов приводит к снижению производительности, сокращению межремонт-ного периода и к преждевременным отказам обо-рудования. По данным ПАО НК «Роснефть», доля отказов на некоторых месторождениях по причине засорения проходных отверстий рабочих органов достигает 34%, а по причине осевого и радиально-го износа – до 39% [1].

Источниками выноса механических примесей могут быть как непосредственно продукты раз-рушения горных пород, так и закачка в процессе гидроразрыва пласта (ГРП) проппанта, а также коррозия оборудования. В зависимости от этого методы защиты оборудования от абразивных частиц добываемого флюида делятся на три ос-новные группы. К первой относятся мероприятия по предупреждению выноса песка из пласта в скважину. В настоящее время такие технологии требуют относительно больших затрат, что в боль-шинстве случаев делает их неэффективными.

Вторая группа методов – это применение изно-состойкого оборудования. Такие методы широко используются в мировой практике и эффектив-ны для умеренного и небольшого выноса песка. В своё время за счёт разработки износостойкого исполнения оборудования и его внедрения, в част-ности, на месторождениях в ООО «ЛУКОЙЛ-За-падная Сибирь», удалось существенно повысить конструкционную надёжность оборудования и увеличить среднюю наработку [2], рис. 1.

Однако в условиях интенсивного выноса твёр-дых частиц проблема износа и засорения остаёт-ся актуальной.

В России наиболее распространённым и эконо-мически эффективным методом защиты насоса

оборудоваНие для работы уЭцН в условиях иНтеНсивНого выНоса мехаНических примесей



действия и гравитационный сепаратор. За счёт комбинации устройств можно увеличить продолжительность их работы в случае параллельного соединения (рис. 4), либо улучшить тонкость очистки в случае последовательного соедине-ния (рис. 5 на стр. 24) благодаря двум ступеням сепарации [4].

Испытания гравитационно-щелевых фильтровТакой тип комбинированных устройств, как гравитационно-щелевые фильтры,

широко внедрялись на месторождениях АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефте-газ». Отсутствие движущихся частей и надёжность обеспечивают возмож-ность быстрого ремонта и многократного использования данных фильтров. По результатам их работы на более чем 200 скважинах фонда, осложнённого выносом механических примесей, видно существенное увеличение наработки и увеличение вероятности безотказной работы (см. рис. 6 на стр. 24).

Несмотря на простоту и надёжность конструкции, инерционные сепараторы обладают рядом ограничений. На рис. 7 (стр. 24) приведена расчётная характе-ристика сепаратора при разных углах наклона скважины [5]. Видно, что, начиная с угла наклона от вертикали 30° и более, коэффициент сепарации снижается до значения 40-50%.

Среди других ограничений применения инерционных сепараторов следует отметить вязкость пластовой жидкости. Установлено, что в интервалах рас-ходов 100-200 м3/сут при увеличении вязкости с 1 до 100 сПз коэффициент сепарации падает со 100% до 20% [6]. На меньших расходах величина падения ещё значительнее.

от интенсивного выноса механических примесей является их отделение от добываемой жидкости перед насосом защитными устройствами. В зави-симости от условий добычи для этого применяют механические фильтры и устройства, основанные на принципах гравитационной либо центробежной очистки пластовой жидкости.

Специалисты АО «Новомет-Пермь» разработа-ли ряд устройств, удерживающих механические примеси перед входом в насос (см. таблицу 1). Ниже описаны предпосылки для разработки раз-личных их типов.

Щелевые фильтрыСреди фильтров поверхностного действия, по-

жалуй, наиболее широкое применение получили фильтры на основе щелевых решёток. С 2006 года в ГК «Новомет» было изготовлено более 3500 входных щелевых фильтров. Особенно хорошо такие фильтры работают с достаточно крупными частицами, выносимыми из пласта.

Например, на одном из месторождений нефте-добывающей компании Нефтеюганского регио-на на скважинах после ГРП благодаря установке фильтра наработка скважин увеличилась более чем в 4 раза (рис. 2, 3). Однако в некоторых слу-чаях наблюдается быстрое засорение щелевых фильтров, чему способствует интенсивный вынос мелкодисперсных частиц и отложение солей.

Гравитационные сепараторыБолее высокую надежность при интенсивном

выносе механических примесей показывают гра-витационные сепараторы твердых частиц (также их называют инерционными сепараторами или «десендерами»). В АО «Новомет-Пермь» был раз-работан гравитационный сепаратор, эффективно отделяющий твёрдые частицы размером 100 мкм и более. Для решения задачи была предложена имитационная математическая модель отделения твёрдых частиц от жидкости в гравитационном се-параторе, с помощью которой инженеры компании разработали оптимальную конструкцию.

Для проведения физических экспериментов и подтверждения результатов моделирования был специально разработан испытательный стенд и методика испытаний, с помощью которых можно оценить коэффициент сепарации, т.е. массовую долю осевших в сепараторе частиц. Гравитацион-ный сепаратор с оптимальными геометрическими параметрами был изготовлен и испытан на стен-де. Расхождение расчётных и экспериментальных данных не превысило 5-7% [3].

Характеристики разработанного гравитаци-онного сепаратора также были подтверждены в ходе испытаний в независимой лаборатории ООО «ЦОНиК им. И.М.Губкина». В таблице 2 показано значение коэффициента сепарации для частиц различных размеров при расходе модельной воды от 200 до 400 м3/сут.

На основе гравитационных сепараторов также были спроектированы комбинированные устрой-ства, сочетающие в себе фильтр поверхностного

Рис. 1. Результат внедрения износостойкого исполнения оборудования в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Рис. 2. Результат внедрения щелевых фильтров на скважинах после проведения ГРП

Таблица 1. Устройства для защиты УЭЦН

Принцип действия Название

Фильтры объёмного действия ФСД (фильтр скважинный дисковый)

Фильтры поверхностного действия

ФВЩ (фильтр входной щелевой)ФСЩ (фильтр скважинный щелевой)

Инерционные сепараторы

ФСГ (фильтр скважинный гравитационный)

Комбинированные устройства

ФСГЩ (фильтр скважинный гравитационно-щелевой)ФСК (фильтр скважинный каскадный)

Центробежные сепараторы

ШУМ (шламоуловитель модульный)ПСМ (сепаратор механических примесей)

Рис. 3. Надёжность установок с щелевым фильтром и без него

Рис.4. Схема гравитационно- щелевого фильтра

Таблица 2. Эффективность инерционного сепаратора

Механические примеси

Проппант 30/60

Cмесь 20/40+100

Mesh

Песок 100

Mesh

Средний размер частиц, мкм 463 376 166

Коэффициент сепарации, % 98.3 97.1 93.8

Щелевой фильтр

Сепаратор

Контейнер длясбора частиц

Хвостовик длясброса частиц

Дисковые фильтры механических примесей

С целью снятия перечисленных выше ограничений специалисты АО «Новомет-Пермь» разработали новое устройство объемного типа – диско-вый фильтр, отличительная особен-ность которого состоит в том, что за-держание частиц механических при-месей происходит в объеме сеточных дисков и на поверхности фильтра.

Скважинный фильтр содержит перфорированный каркас и концен-трично размещенные на нем филь-трующие элементы в виде дисков из металлической сетки с центральным отверстием, образующие между со-бой каналы (рис. 8). За счет выбора типа металлической сетки для дис-ков с учетом фракционного состава



механических примесей обеспечивается требуемая тонкость очистки пластовой жидкости.

Благодаря использованию поджимных колец диски деформируются в осевом на-правлении и образуют цельный фильтрующий элемент в форме цилиндра с прием-лемой радиальной жесткостью для противодействия перепаду давления. Упругость и жесткость металлической сетки влияют на сжимаемость дисков. Конструкция филь-тра защищена патентом РФ [7].

В процессе эксплуатации скважин с дисковым фильтром поток пластовой жидкости с механическими частицами распределяется по каналам и движется преимущественно в радиальном направлении. При этом наиболее крупные частицы задерживаются снаружи, а частицы меньшего размера движутся с потоком жидкости по лабиринто-образным каналам. Во время движения частицы многократно сталкиваются с прово-локами основы, изменяют траектории движения, теряют скорость и, в конечном счете, задерживаются в ячейках. На выходе из каналов фильтра жидкость попадает внутрь профильной трубы, а затем оказывается на приеме погружного насоса.

Рис. 8. Фильтр скважинный дисковый

Рис. 6. Результаты внедрения гравитационно-щелевого фильтра

Рис. 7. Коэффициент сепарации при разных углах наклона скважин

Рис. 9. Сравнение пропускной способности щелевого и дискового фильтра

Таблица 3. Результаты опытно-промысловых испытаний

До внедрения ФСД После внедрения ФСД

№ скважины КВЧ, мг/л Наработка, сут.

Причина отказа КВЧ, мг/л Наработка,

сут.Причина отказа

1 219 109 ГТМ, переход от ШГН к ЭЦН 112 777 Rиз=0 МОм

2 400255, 259, 267

Клин; Засорение;

Износ241 369 Снижение

подачи

ВыводыДля решения проблемы засорения и износа при

добыче нефти в условиях интенсивного выноса механических примесей специалистами компа-нии разработаны фильтры объёмного, поверх-ностного действия, сепараторы и комбинирован-ные устройства. Использование предложенных устройств позволило повысить надёжность УЭЦН и увеличить среднюю наработку. Описаны наибо-лее благоприятные условия для применения раз-личных групп устройств в зависимости от условий эксплуатации.

Список литературы1. Якимов С.Б., Шпортко А.А. О влиянии

концентрации абразивных частиц на на-работку электроцентробежных насосов с рабочими ступенями из материала ни-резист тип 1 на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» // Территория Нефтегаз. №3, 2016. С. 84-98.

2. Слепченко С. Д. Битва за ресурс в ослож-ненных условиях // «Нефтегазовая Верти-каль», №12, 2008. С. 116-119.

3. Антипина Н.А., Пещеренко С.Н. «Математи-ческое моделирование движения твердых частиц в погружных сепараторах» // Науч-но-технические ведомости СПбГПУ, серия «Физико-математические науки», №2(146), 2012 г, с. 62-68.

4. Лыкова Н.А. Защита УЭЦН от засорения: комплексный подход //Инженерная прак-тика. №4, 2016. С. 44-50.

5. Антипина Н.А. «Моделирование рабочих процессов в устройствах защиты нефтя-ных насосов от засорения с целью повы-шения их эффективности» // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, 2012 г.

6. Якимов С.Б. Сепараторы песка для защи-ты погружных насосов. Текущая ситуация и перспективы применения технологии // Территория «Нефтегаз». 2014. №2. С. 44-58.

7. Данченко Ю.В. Скважинный фильтр. Патент RU 2 473 787.

Рис.5. Схема каскадного фильтра

Щелевой фильтр

Клапан фильтра

Сепаратор

Контейнер длясбора частиц

Использование тонких дисков из металлической сетки увеличивает число фильтрующих отверстий на единицу длины скважинного фильтра и общую площадь фильтрующей поверхности. Это, в свою очередь, повышает пропускную способность и ресурс работы фильтра. В результате стендовых испытаний по засорению щелевого и дискового фильтров одинаковой длины при размерах твер-дых частиц 0-200 мкм было установлено, что про-пускная способность дискового фильтра в 6-8 раз выше (рис. 9). Это объясняется высокой удельной площадью открытых ячеек.

В таблице 3 показаны результаты опытно-про-мысловых испытаний дискового фильтра в одной из нефтедобывающих компаний Приволжского округа. Применение устройства позволило сни-зить концентрацию механических примесей и повысить наработку глубинного насосного обо-рудования. Результаты испытаний были признаны успешными. Тот факт, что в пробах осадков из на-сосов наблюдалось содержание кальцита до 45%, позволяет прогнозировать возможность работы фильтра даже в условиях отложения солей.



оборудоваНие для орЭ и байпасНые системы опыт Эксплуатации

андрей ОРЛОВВедущий инженер-конструктор Бюро объемных насосов ДИР АО «Новомет-Пермь»

В предлагаемом материале представлен обзор технических решений для одновре-менно-раздельной эксплуатации несколь-ких объектов разработки производства АО «Новомет-Пермь», включая скважинные компоновки для одновременно-раздельной добычи (ОРД), добычи и закачки (ОРДиЗ), за-качки (ОРЗ), а также испытательный стенд-скважину для систем ОРЭ.

Также представлены схемы компоновок с резервной УЭЦН и байпасные системы для проведения ГИС в процессе эксплуатации скважин.

Дуальные системы для ОРЭДуальная система предназначена для объеди-

нения используемого при одновременно-раздель-ной эксплуатации скважины оборудования в одну гидравлическую систему, и состоит из развилки, узла перемещения, патрубков клапана и насоса, герметичной байпасной грузонесущей линии и хо-мутов для крепления двух кабельных линий (рис. 1, 2). Варианты исполнения данных компоновок представлены на таблицах 1 и 2.

Впервые дуальная система была внедрена на скважине Восточносургутского месторождения в 2011 году, наработка на отказ (НнО) составила около 300 суток. При повторном внедрении в 2013 году НнО превысила 900 суток (табл. 3, 4 на стр. 28). На момент подготовки материала установки успешно эксплуатируются на месторождениях ПАО «ЛУКОЙЛ», а также ряда компаний в Тюмен-ской и Томской областях (табл. 5, 6, 7, 8 на стр. 29).

При этом следует отметить, что на успешность внедрения представленных компоновок суще-ственно влияет качество подготовки скважины.

К преимуществам дуальных установок можно отнести: • снижение капитальных затрат на строитель-

ство дополнительной скважины;• обеспечение изолированной эксплуатации двух

объектов разработки и учет добываемой про-дукции каждого пласта;

• возможность эксплуатации в скважинах с об-садными колоннами диаметром от 146 мм;

• дифференциальное воздействие на каждый пласт с возможностью регулирования отбора жидкости;

• а также обеспечение эффективной разработки пластов при больших расстояниях между ними.

Табл. 1. Исполнение дуальных систем с УЭЦН (вариант №1)

Диаметр обсадной колонны, мм 146 168 178 245

Верхняя установка

Условный габарит 3 3 34 до 5А

Наружный диаметр компоновки 122 142 152 210

Диаметр байпасной трубы (нар./внутр.), мм 41/26 56/40 56/40 73/50

Производительность, м3/сут 350 350 350200 до 800

Нижняя установка

Условный габарит 5, 5А 5, 5А 5, 5А 7А


Табл. 2. Исполнение дуальных систем с УЭЦН (вариант №2)




Наружный диаметр компоновки 122 142 152 210

Диаметр байпасной трубы (нар./внутр.), мм 41/26 56/40 56/40 73/50




Диаметр кожуха (нар/внутр), мм 121/100 121/100 121/100 140/117 190/140


Рис. 1. Дуальные системы ОРЭ для ЭК диаметром от 146 мм

Рис. 2. Конструкция дуальной системы

Дуальная система

с герметичной байпсаной

линией


min

80

м

Пакер с проходом кабеля


≈ до

50

м

Разъединитель колоннЯкорь

Верхний пласт

Нижний пласт

Клапан обратный опрессовочный

срезной

min

10

м

min

5 м

Дуальная система

с герметичной байпсаной

линией

Герметичный кожух с пенетратором

Пакер механический


Разъединитель колоннЯкорь

Верхний пласт

Нижний пласт

Клапан срезной



ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Андрей Юрьевич, скажите пожалуй-ста, Вы представили дуальную систему для эксплуатации двух пластов, и заявили, что есть возможность определения дебита по каждому пласту. Каким образом? Отключением?

Андрей Орлов: Да, конечно, только отключе-нием одной из установок.

Вопрос: Вы сообщали о наработках систем более 200 – 300 суток. Это относится к оборудо-ванию в целом или только к байпасной системе?

А.О.: К оборудованию в целом. Установка про-должала работать вплоть до отказа других узлов скважинного оборудования, исследования про-водились.

Вопрос: То есть, там отказало глубинно-насо-сное оборудование, а не байпасная система?

А.О.: Именно так.

Вопрос: Скажите, пожалуйста, у вас, может быть, уже есть сведения, кто и как рассчитыва-ет и контролирует режим эксплуатации ваших установок? Или вы не задаете такие вопросы?

А.О.: Прежде чем внедрить компоновку, по опросным листам, полученным от заказчика, мы производим расчеты, подбираем установку и, конечно, монтируем. Но бывают случаи, когда заказчик не предоставляет точные данные. Эта ситуация может привести к неправильной рабо-те оборудования, например, работе установки в периодическом режиме.

Вопрос: Скажите пожалуйста, в системе для увеличения МРП у второго ЭЦН, когда начинается дата гарантии? С момента покупки или с момен-та начала работы?

А.О.: С даты покупки.

Табл. 3. Внедрение дуальной системы в ОАО «Сургутнефтегаз», скважина №1

Типоразмер установки Дата запуска

Дата остановки

Наработка, сут.

ВНН3-50-1650 13.11.11 02.09.12 294

ВНН5А-100-1550 06.11.11 02.09.12 301

ВНН3-50-1660 07.02.13 12.08.15 916

ВНН3-50-1770 06.02.13 12.08.15 917

Табл. 4. Внедрение дуальной системы в ОАО «Сургутнефтегаз», скважина №2

Типоразмер установки Дата запуска



ВНН3-50-1650 23.11.11 26.11.11 -

ВНН3-50-1650 23.11.11 26.11.11 -

ВНН3-50-1650 07.10.13 12.08.16 1040

ВНН3-50-1750 07.10.13 12.08.16 1040

Системы для одновременно-раздельной добычи и закачки

Разработанные АО «Новомет-Пермь» системы ОРДиЗ могут ис-пользоваться как для добычи из верхнего пласта и закачки в нижний пласт, так и наоборот. В обоих случаях используется концентричный лифт (рис. 3).

Данная технология позволяет раздельно поднимать нефтесодер-жащую жидкость на поверхность и закачивать необходимый объем жидкости для поддержания пластового давления. Объекты эксплу-атируются изолированно, депрессия на разрабатываемый пласт и давление закачки регулируются раздельно.

Система внедрена на скважине месторождения одной из нефте-добывающих компаний. Монтаж установки осуществлялся согласно инструкции, без замечаний. Результат внедрения признан успеш-ным, скважина передана технологическому персоналу заказчика со следующими параметрами: дебит жидкости – 17 м3/сут, объем закачки – 140 м3/сут, давление закачки – 120 атм.

Табл. 5. Внедрение дуальной системы на месторождениях ПАО «ЛУКОЙЛ»

Подразделение ПАО «ЛУКОЙЛ» Месторождение Типоразмер

установкиДата

запускаДата

остановки Причина Наработка, сут.

ТПП Урайнефтегаз Западно- Тугровское

3-40Э-2100 01.05.13 16.09.13 R0 101

5-25-2300 01.05.13 16.09.13 ГТМ 101

ТПП Урайнефтегаз Западно- Тугровское

3-40Э-2250 01.05.13 18.08.14 нет подачи 409

3-45Э-2950 01.05.13 20.08.14 R0 307

ООО «Нарьянмар-нефтегаз» Варандейское

4-30-1200 04.12.13 - - 1036

5-44-1200 04.12.13 - - 1036

Табл. 6. Внедрение дуальной системы на месторождениях Томской и Тюменской областей

Месторождение Типоразмер установки

Дата запуска


Причина остановки


Южно-Черемшанское3-180Э-1750 01.05.13 25.12.14 ГТМ 323

5-25-2100 01.05.13 25.12.14 ГТМ 323

Южно-Таравейское4-20-1700 18.03.15 - - 570

5-44-1500 18.03.15 - - 570

Компоновка для увеличения МРП

Данное решение основано на включении в состав ком-поновки скважинного обору-дования для добычи нефти дополнительной (резервной) УЭЦН (рис. 6 на стр. 30), бла-годаря чему такая компонов-ка может применяться для увеличения межремонтного периода работы скважин на удаленных автономных и оф-шорных месторождениях.

Главная особенность ком-поновки состоит в том, что после выхода из строя одной УЭЦН без привлечения брига-ды КРС запускается в работу вторая (резервная). При этом все узлы и элементы установ-ки аналогичны применяемым в компоновках ОРЭ.

Рис. 3. Системы для ОРДиЗ с концентричными НКТ для ЭК диаметром от 168 мм

Табл. 7. Вариант исполнения системы для ОРДиЗ с закачкой в нижний пласт

Диаметр обсадной колонны, мм 168 178 245

Верхний объект – добыча (УЭЦН)

Условный габарит 3 34 до 5А

Наружный диаметр компоновки, мм 142 152 210

Диаметр байпасной трубы (нар./внутр.), мм 56/40 56/40 73/50

Производительность, м3/сут 350 350 – 200 до 800

Нижний объект –закачка Объем, м3/сут до 600 до 600 до 1000

Диаметр применяемых НКТ, мм 89/48, 102/60 102/60 102/60

Табл. 8. Вариант исполнения системы для ОРДиЗ с закачкой в верхний пласт


Верхний объект закачки

Объем закачки, м3/сут 250 1000 1000 1500

Нижний объект добычи (УЭЦН)


Диаметр кожуха (нар./внутр.), мм 121/100 121/100 121/100

140/117 190/140

Производительность, м3/сут 300 350 350 – 200 до 800

Диаметр применяемых НКТ, мм 89/48 102/60 102/60 102/60

Табл. 9. Характеристики установки для одновременно-раздельной закачки по концентричному лифту

Диаметр ЭК, мм 146 168 178

Диаметр НКТ наруж./внутр., мм 89/42 89/48,

102/6089/48, 102/60

Пропускная способность по верхнему объекту, м3/сут

250 400 400

Пропускная способность по нижнему объекту, м3/сут

300 400 400

Компоновка ОРЗ с концентричным лифтом

На момент подготовки статьи двух-лифтовая концентрическая компоновка для ОРЗ находилась в стадии проработки (рис. 7 на стр. 31).

Среди ключевых преимуществ компонов-ки следует отметить обеспечение раздель-ной закачки в каждый пласт (с возможно-стью отключения одного из пластов), а так-же раздельное регулирование параметров закачки для каждого из пластов с устья скважины (табл. 9).

Наружная НКТ 102 Внутренняя НКТ 60

Посадочный узел

УЭЦН

Разъединитель колонн

Якорь гидравлический

Верхний пласт добыча

Нижний пласт закачка

Пакер

Добыча с верхнего пласта Закачка в нижний пласт

Пенетратор

УЭЦН в герметичном кожухе

Пакер

Пакер

Верхний пласт зачака

Нижний пласт добыча

Клапан обратный срезной



Рис. 4. Схема испытаний системы ОРЭ в ОАО «ОКБ БН КОННАС»

Байпасные системы для исследования скважинПрименение байпасных систем (БС) дает возможность проводить ком-

плекс геофизических исследований скважин (ГИС) в процессе эксплуа-тации: проводить замеры давления, температуры, расхода смеси газа и жидкости, влагосодержания – всех параметров, которые регистрируются приборами геофизической партии. Конструкция байпасной системы пред-ставлена на рис. 8.

Данные системы могут применяться для исследования скважин при работающих УЭЦН с несколькими вскрытыми объектами, а также для ис-следований в горизонтальных стволах скважин. Кроме того, существует возможность обработки призабойной зоны через байпасную линию и спуска специальных инструментов для проведения работ с пакерным обо-рудованием.

Опыт эксплуатации байпасных систем с исследованиями на геофизиче-ском кабеле представлен в табл. 10.

Первые исследования на ГНКТ с применением байпасной системы были успешно проведены на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2013-2014 годах.

Позднее, с 17 по 19 сентября 2014 года на одной из скважин Южно-При-обского месторождения, оборудованной БС, также проводился комплекс ГИС. Испытания завершились неудачно вследствие выброса проппанта и ненадлежащего качества гибкой непрерывной колтюбинговой трубы.

Рис. 5. Многофункциональный стендовый комплекс для испытания систем ОРЭ

С 30.09.14 по 05.10.14 был успешно проведен комплекс ГИС в горизон-тальном участке скважины одной из нефтедобывающих компаний. Летом-осенью 2016 года также были успешно проведены исследования горизонтальных участков скважин одного из восточносибирских ме-сторождений.

Типоразмеры байпасных систем представлены в табл. 11.

Рис. 6. Компоновка для увеличения МРП с резервной УЭЦН

Наружная НКТ – 102Внутренняя НКТ – 60Якорь

Пакер

Узел герметизацииколонн


Пакер

Рис. 7. Одновременно-раздельная закачка по концентричному лифту

Табл. 10. Опыт эксплуатации байпасных систем с исследованиями на геофизическом кабеле

Заказчик Байпасная система с УЭЦН

Дебит жидкости,

м3/сутОпыт

----

СБ для ЭК-146УВНН3-80-2250СБ для ЭК-168УЭЦН4-80-2350СБ для ЭК-178УЭЦН4-50-2200

70-80Поставка 20 комплектов с 25.08.2012.Наработка более 300 суток

ООО «Газпромнефть-Хантос»

СБ для ЭК-168УЭЦН4-80-2350 80

Поставка 5 комплектовс 29 сентября 2011 г.Наработка более 500 суток

---- СБ для ЭК-178УВНН5-125-2250 125

Поставка 8 комплектовс 1.03.2012 года.Наработка более 420 суток

ТОО «Каракудукмунай»СБ для ЭК-146УВНН3-80Э-2100/17-260УВНН 3-40Э-2300/17-160

40-80Поставка 2 комплектовс 9.05.2015 года.Наработка более 200 суток

ООО «Урайнефтегео-физика»

СБ для ЭК-168УЭЦН3-80-2250 70-80

Поставка 1 комплекта с сентября 2015 г.После проведения исследо-ваний демонтируется

Колумбия Поставлены более 50 компл. 2012 года для ЭК-168 50-100 Периодически проводят

исследования

----СБ для ЭК-178 с УЭЦН 4 габарита. Поставлены 6 комплектов в 2016 г.

50-80Спущены в скважину иссле-дования на сегодняшний день не проводились

Табл. 11. Типоразмеры байпасных систем

Диаметр ЭК, мм

Условный габарит УЭЦН (макс. подача, м3/сут)

Mакс. диаметр измеритель-ных приборов, мм

Максимальный диаметр ГНКТ, мм

146 3 (350) 30 25,4168 3 (350) 47 38168 4 (200) 32 25,4178 3 (350) 55 38178 4 (200) 40 25,4178 5 (500) 36 25,4178 5А (800) 36 25,4245 7А (1600) 57 44,5

Монтаждуальной системы

Монтаж ПЭД Монтажразвилки

Монтажустьевой арматуры

Монтажгерметизирующего штока

Узел опоры

Патрубок развилки

Развилка

Гильза опрессовочная

Труба байпасная

Пробка опрессовочная

Хомут НС-НС

Хомут ПЭД-ГЗ

Каротажная пробка (геофизическая) Тройник

Узел соединения с установкой

Узел соединения с байпасной линией

Пробка заглушающая

Рис. 8. Конструкция байпасной системы



опыт ЭксплуатацииЭНергоЭффективНых уЭцН «Новомет»

Владислав НЕВОСТРУЕВИнженер аналитического отдела ООО «Новомет-Сервис»

Как производитель оборудования для до-бычи энергоресурсов, компания «Новомет» проводит расчет энергозатрат и энергопо-терь выпускаемых установок. В погружных системах основные потери электроэнергии (порядка 80-90%) приходятся на насос и двигатель (см. рис.1), и только оставшаяся часть – на трансформатор, кабель и станцию управления. Поэтому наибольший эффект экономии электроэнергии можно получить, увеличив КПД насоса и электропривода.

Специалисты компании «Новомет» разработали линейку высокооборотных вентильных двигате-лей и электроцентробежных насосов нового по-коления с повышенным уровнем КПД. Основой це-лью данной разработки было снижение удельного расхода электроэнергии (далее УРЭ) на уровне 25%. Благодаря эксплуатации на повышенных обо-ротах вращения также удалось кратно уменьшить линейные размеры УЭЦН (см. рис. 2). Одной из за-дач при реализации данного проекта, учитывая эксплуатацию энергоэффективных установок на частоте от 3500 до 5500 об/мин, стало обеспечение надежности таких установок на уровне серийных УЭЦН.

К настоящему времени активная эксплуатация энергоэффективных УЭЦН «Новомет» ведется более 6 лет, накоплен обширный статистический материал для объективного заключения об эф-фективности их применения. Начиная с 2011 г. (начальный этап внедрения), были проведены масштабные опытно-промышленные испытания установок во многих нефтедобывающих компа-ниях в условиях реальных скважин. Основной це-лью этих испытаний было натурное определение эффекта по снижению УРЭ при их эксплуатации. По результатам ОПИ на практике было получено среднее снижение УРЭ на 25-30%, что полностью соответствует тем показателям, которые «Ново-мет» закладывал при их разработке.

После подтверждения эффекта по снижению УРЭ и успешного окончания ОПИ энергоэффек-тивные установки нашли широкое применение во многих отечественных и зарубежных нефтяных компаниях. Число смонтированных и запущенных в работу установок на сегодняшний день превы-шает 1500 шт.

Столь массовое их внедрение поставило ре-бром вопрос о надежности. В качестве примера можно привести анализ результатов одного из

Экономия электроэнергии составляет 25-30%

4%

10% 13%

29%

3% 2%

Насос Двигатель Кабель НКТ СУ Тр.ТМПН

Дол

я по

терь

, %

КПД серийной установки 39%

КПД ЭЭУ установки 60%

8% 5% 4% 2% 1,5%

19,5%

Рис. 1. Потери мощности по узлам серийной и ЭЭ УЭЦН

проектов, где состоялось наиболее массовое внедрение энергоэффективных установок, и сре-ди прочего было обеспечено полное фирменное сервисное сопровождение.

Всего по данному проекту было запущено 659 энергоэффективных установок, 87 из которых в настоящее время находятся в работе. На рис. 3 представлены результаты расчетов общей надежности энергоэффективных и серийных установок, проведенных в специальной статисти-ческой программе “Novomet Stat Pro”. Цветные ли-нии представляют собой графики вероятностей безотказной работы каждого типа оборудова-ния, при этом их физический смысл достаточно прост: чем выше лежит линия – тем надежнее оборудование. По результатам расчетов, прове-денных по данному проекту, средняя наработка энергоэффективных установок «Новомет» со-ставила 590 суток, в то время как серийных – 552 суток. Таким образом, задача по созданию энергоэффективного оборудования, надежность которого не уступала бы серийным УЭЦН, а даже превышала их, была решена.

Однако на начальном этапе внедрения энерго-эффективных УЭЦН мы столкнулись с рядом кон-струкционных проблем, которые могли быть вы-явлены только в условиях реальной промысловой эксплуатации. После того, как специалисты нашей

компании провели целый комплекс мероприятий по улучшению конструкции (рис. 4), количество конструкционных отказов качественно снизилось. В 2015 они прекратились вообще. Средняя наработка энергоэффективных установок с последними кон-структивными изменениями составляет 608 суток, что выше серийных аналогов фактически на 10% (см. рис. 5 на стр. 34). Эта разница обусловлена большим ресурсом работы этих установок, который обеспе-чивается благодаря применению вентильных ПЭД и компрессионной схемы сборки насоса.

Не менее актуальным сегодня является и во-прос о зависимости надежности энергоэфектив-ных УЭЦН от того, на каких частотах вращения они работают. Ранее при участии специалистов «Новомета» на различных научно-технических конференциях и в публикациях уже неоднократно представлялись результаты такого анализа. Теперь же при накоплении обширного опыта по их эксплуа-тации можно представить исчерпывающие, на наш взгляд, расчеты надежности (см. рис. 6 на стр. 34). Наработки установок, которые эксплуатируются на повышенных оборотах, по надежности находятся на одном уровне с установками, работающими на обычных. По своим конструктивным особенностям они отличаются от стандартных, и специально предназначены для работы на высоких оборотах без снижения уровня надежности.

Рис. 2. Сравнение узлов серийной и энергоэффективной УЭЦН

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Веро

ятно

сть

безо

тказ

ной

рабо

ты

Наработка, сут

Энергоэффективные УЭЦН Тср=590±25 сут. Запущено – 659 шт.

Серийные УЭЦН Тср=552±20 сут. Запущено ≈ 5500 шт.

Рис. 3. Сравнение общей надежности серийных и энергоэффективных УЭЦН

5

23

12

8

0 0 0

5

10

15

20

25

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Коли

чест

во о

тказ

ов, ш

т

Рис. 4. Динамика конструкционных отказов энергоэффективных УЭЦН



Наличие качественного фирменного сервисного сопровождения также влияет на наработку энер-гоэффективных УЭЦН. Так, на одном из проектов «Новомета» в 2013 году был осуществлен пере-вод фонда скважин на прокатную схему обслу-живания. Таким образом, «Новомет» нес полную ответственность за внедрение энергоэффектив-ных установок на всех этапах реализации проекта. Это в совокупности с поставками оборудования последней модификации стало причиной значи-тельного роста наработки энергоэффективного оборудования на 10% и увеличения эффекта эко-номии УРЭ до 30% (см. рис. 7)

Рис. 7. Внедрение энергоэффективных установок на примере проекта в Западной Сибири

Прямые продажи Прокат

Начало эксплуатации июнь 2011 г.

июнь 2013 г.

Запущено в эксплуатацию 115 146

В работе 6 22Остановлено, в т.ч: 109 124

Отказы 99 76ГТМ 10 48

Средняя наработка до отказа, сут. (Stat Pro) 446±57 499±123

Достигнутый эффект по снижению УРЭ на 1 м3 добытой жидкости, %

20% 30%

Совершенно ясно, что перечисленные ранее пре-имущества таких установок, а именно – меньшее энергопотребление и более высокий уровень наработок энергосберегающего оборудования, должны приводить к получению соответствую-щего экономического эффекта. Однако чтобы его оценить, необходимо сравнивать именно общую совокупную стоимость владения УЭЦН, включа-ющую в себя влияние многочисленных факторов – таких как уровень наработок, уровень энерго-

потребления, стоимость тарифа электроэнергии в рассматриваемом регионе, а также собственно разницу в цене двух типов оборудования.

Внедрение одной-двух установок даст сокра-щение энергопотребления на 25-30%, однако в масштабах куста или месторождения это почти неощутимо. Тем более, возникают трудности с расчетами: а как это повлияет на себестоимость тонны добытой жидкости, к примеру. Поэтому сегодня стоит говорить о комплексном подходе к внедрению данного оборудования. «Новомет» готов брать все расчеты эффективности внедре-ния этого оборудования на себя, и нести при этом ответственность за результаты его работы. Если взять в расчет не стоимость закупа, а стоимость владения УЭЦН – все встанет на свои места. За-траты на серийную установку за период эксплуа-тации будут в разы выше.

На рис. 8 представлен пример сравнения сово-купной стоимости владения энергоэффективных и серийных УЭЦН в течение 2-х лет. Разница между ними, например, для насосов с большими подача-ми уже сравнима со стоимостью самой установ-ки. Здесь важно отметить, что чем выше подача насоса, тем больше мощность двигателя и его энергопотребление, а значит, выше снижение УРЭ в абсолютных цифрах, и, как следствие – полу-ченный положительный экономический эффект.

Имеет смысл и применение малодебитных энергоэффективных УЭЦН. Так, «Новометом» были разработаны две ступени: 5-10Э и 5-20Э для насосов с малыми подачами, КПД которых пре-вышает аналоги в 1,5-2 раза. Поскольку в абсо-лютных значениях такие установки потребляют не так много электроэнергии, и соответственно, в денежном эквиваленте они экономят не так много, на первый план выходит их преимущество именно в надежности, превосходящей серийный образцы практически на 30%. (рис. 9). Это объясняется тем, что значительное увеличение КПД установки при-водит к столь же значительному снижению уровня потерь, которые расходуются на ее перегрев, что ведет к уменьшению вероятности возникновения отказов по причине солеотложений. Так, за все время испытаний малодебитных энергоэффек-

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Веро

ятно

сть

безо

тказ

ной

рабо

ты

Наработка, сут

Серийные УЭЦН Тср=552±20 сут. Запущено ≈ 5500 шт.

Энергоэффективные УЭЦН (последняя модификация) Тср=608±61 сут. Запущено – 178 шт.

Рис. 5. Сравнение общей надежности серийных и энергоэффективных УЭЦН

Рис. 6. Общая надежность энергоэффективных УЭЦН в разрезе рабочей частоты вращения

Тср = 536 ± 28 Тср = 612 ± 48 Тср = 610 ± 68

Частота вращения, об/мин

ННО = 358ННО = 375 ННО = 361

109

132 115

106

57

15

0

20

40

60

80

100

120

140

Зап

ущен

о УЭ

ЦН

, шт

3000 3500 4000 4500 5000 6000

Рис. 11. Опыт эксплуатации УЭЦН 2А габаритативных установок не было зафиксировано ни одного отказа по солям, а это одна из основных причин отказов данного обору-дования (рис. 10).

Рис. 10. Структура эксплуатационных причин отказов малодебитных УЭЦН

Серийные Новые

5-15 5-25 5-30 5-20ЭСмонтировано, шт. 71 709 333 71

Отказы, шт. 37 307 134 23

Нагрев перекачиваемой жидкости 26°С 24 °С 20°С 16 °С

Отказы по отложению солей 6 34 19 0

Доля отказов по отложению солей, % 16% 11% 14% 0%

Отказы по засорению мехпримесями 12 52 29 4

Доля отказов по засорению мехпримесями 32% 17% 22% 17%

УЭЦН на базе ступени 5-20Э с диапазоном подач 10-45 м3/сут позволяют снизить вероятность солеотложения

Помимо непосредственно энергоэффективного оборудования «Новомет» занимается разработкой и производством малогаба-ритных установок, принцип работы которых основан на той же концепции. В настоящее время нашей компании выпускается 2 габарита таких установок в 8 типоразмерах с широким диапа-зоном подач – от 20 до 400 м3/сут. Это 3 габарит диаметром 95 мм для 114 обсадных колон и 2А габарит диаметром 82 мм для обсадных колонн диаметром 102 мм. Такие УЭЦН применяются с 2008 года, общее количество монтажей превысило 1200 штук.

Отдельно хотелось бы выделить установки 2А габарита, ис-пытания которых начались в 2011 году. На данный момент их смонтировано более 450 штук, уровень наработок составляет порядка 650 суток (см. рис. 11). Эти установки также в большин-стве случаев работают на частоте порядка 5000 об/мин. и при этом достигают больших наработок, что дополнительно дока-зывает способность «Новомета» успешно производить УЭЦН, предназначенные для работы в таких условиях.

0,00

2 000 000,00

4 000 000,00

6 000 000,00

8 000 000,00

10 000 000,00

12 000 000,00

14 000 000,00

16 000 000,00

5А-250 5А-320 5А-400 5А-500 5А-700

Стои

мос

ть в

ладе

ния

Типоразмер

ЭЭ УЭЦН

Серийные УЭЦН

-2,6 млн.

-2,1 млн.

-1,8 млн.

-0,7 млн.

-1,4 млн.

Рис. 8. Сравнение совокупной стоимости владения в течении 2-х лет ЭЭ и серийной УЭЦН в зависимости от типоразмера

5-10Э (3000)

5-15Э (4365/10Э)

5-20Э (5820/10Э)

5-20Э (3000)

5-25Э (3640/20Э)

5-30Э (4370/20Э

15

20

25

30

35

40

45

50

55

0 10 20 30 40 50 60 70

КПД

, %

Подача, м3/сут

НОВОМЕТ ЭЭ

АНАЛОГИ

Рис. 9. Сравнение КПД малодебитных ступеней отечественных и зарубежных производителей

Выводы:1) АО «Новомет-Пермь» была разработана целая

линейка установок нового поколения с повышенным уровнем КПД в широком диапазоне подач и габаритов (см. рис. 12).

2) Эти установки позволяют экономить УРЭ на уровне 25-30%, достичь более высокого уровня на-работки и обеспечить надежную эксплуатацию на повышенных частотах вращения.

3) Активное внедрение этих установок позволит по-высить эффективность механизированной добычи нефти благодаря снижению ее себестоимости.

Рис. 12. Номенклатура энергоэффективных УЭЦН

Габарит Подача, м3/сут.

Кол-во оборотов,

об/мин.КПД, %

2А от 20 до 200 до 5820 от 44 до 57

3 от 25 до 500 до 5820 от 40 до 70

5 от 10 до 600 до 5820 от 43 до 67

5А от 100 до 800 до 5820 от 69 до 73

7А от 300 до 2400 до 4660 от 67 до 79

8 от 1600 до 3000 до 3500 от 74 до 76

Запущено, шт.2011 7 2012 27 2013 48 2014 65 2015 154 2016 163

УЭЦН 2А эксплуатируются в режиме от 4200 до 6000 об/мин

Тср=658±65 сут. N=464 шт.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 500 1000 1500 2000 2500

Веро

ятно

сть

безо

тказ

ной

рабо

ты




Денис ХУДякОВЗаместитель директораДепартамента инновационных разработок АО «Новомет-Пермь»

АО «Новомет-Пермь» поставляет на рынок ППД широкий ряд установок для перекачки жидкости. В 2017 г. прово-дится большой объём работ по расширению линейки вы-пускаемых насосов в сторону высокопроизводительных в габаритах 16, 18 дюймов с номинальными расходами жидкости до 670 кубических метров в час и номинальным напором 2200 м.

Установки ППД выполнены на базе погружных насосных агрега-тов и на базе агрегатов с наземным электроприводом*. В установ-ках с погружным электроприводом применяются серийно выпу-скаемые насосы, гидрозащиты и двигатели, которые повсеместно применяются в скважинах для добычи нефти.

В целях сокращения сроков ремонта и его упрощения, а так же унификации применяемых узлов и деталей в насосных агрегатах для перекачки жидкостей, специалистами АО «Новомет-Пермь» разработана конструкция узла подвода жидкости для работы с давлением на входе до 210 атм.

Данная конструкция изготовлена, проведены ресурсные испы-тания, и на сегодняшний день можно с большой уверенностью го-ворить, что насосные агрегаты будут успешно работать в широком диапазоне давлений – как с низким на входе, так и до 210 атм в качестве дожимных насосных установок.

Новые насосные агрегаты, разрабатываемые специалистами нашей компании для поверхностной перекачки жидкости, будут обладать высокими энергетическими характеристиками (КПД – не менее 80%, номинальный напор – 2200 м). Конструкция насоса будет обеспечивать минимальную осевую силу, или последняя будет полностью компенсироваться конструкцией расположения ступеней «спина к спине». Запорно-регулирующая арматура бу-дет обеспечивать работу насоса в зоне оптимального КПД. Все это вкупе даст потребителю широкие возможности применения агрегатов, высокую надежность узлов, а также позволит снизить затраты на ремонт и электроэнергию.

Сейчас в изготовление запущены четыре насоса, три из них в 16 габарите с номинальными производительностями 60 м3/час, 120 м3/час, 210 м3/час, и один – в 18 габарите с производительно-стью 670 м3/час (см. графики 1 – 4 на стр. 38)

Особое внимание стоит уделить установке для утилизации газа, которая была разработана по заданию ОАО «Оренбургнефть» (НК «Роснефть»). В проекте к расчетной части был привлечен профессор РГУ нефти и газа им. И.М Губкина Дроздов Александр Николаевич. Станция представляет собой модульное здание (см. рис. 1 на стр. 39) с двумя насосными агрегатами, в состав которых входят еще эжектор и газовый трубопровод. Цель этого проекта состояла в утилизации газа в объеме 20000 м3/сут. Расход воды составляет в среднем 1500 м3сут.

Параметры работы станции представлены в таблице 1 (стр. 39).

оборудоваНие для ппд



График 1. ЦНС 60




На схеме 1. видно, что подача жидкости под давлением 11 МПа идет на эжектор, газ под давлением 1 атм попадает в камеру смешения эжектора. Далее смешанная жидкость подаётся в насос, который повышает давление, и закачи-вает газожидкостную смесь в пласт.

Средний расход газа, как видно из графика 5, составляет около 10 000 м3/сут. при расходе воды в среднем 1400-1600 м3/сут. Так, в зависимости от установленных параметров, менялись расход газа и закачка воды. То есть, практически при постоянной закачке воды мы можем изменять количество закачки газа.

Схема 1

График 5

Таблица 1

Наименование параметра Значение

Давление воды на входе в эжекторный насос, кгс/см2 110

Давление воды на приеме закачивающего насоса (выкиде эжектора), кгс/см2 24

Давление газа на входе эжектора, кгс/см2 1,8

Расход воды , м3/сут. 1440

Расход газа, м3/сут (при атмосферном давлении). 10 000

Частота электродвигателя, Гц 50

Ток высоковольтного электродвигателя, А 49-55,4

Рис. 1.Станция для водо-газового воздействия



Арматура устьевая

Эксплуатационная колонна ∅ 168 мм

Клапан обратный опрессовочный срезной

Труба грузонесущая

УЭЦН

Узел перемещения УЭЦН

Продуктивный пласт



Разъединитель колонн универсальный

Переводник безопасный

ПакерКлапан обратный опрессовочный срезной

Нагнетательный пласт

Клапан обратный

Линия добычи

Линия нагнетательная

Линия затруба

Наружная НКТ 102

Внутренняя НКТ 60

Патрубок развилки

Развилка

Патрубок клапана и установки

Рис. 2. Компоновка для ОРДиЗ АО «Новомет-Пермь»

одНовремеННо: добыча и Закачка

Михаил ПаНаЧЕВНачальник бюро ОРЭ и объемных насосов ДИР АО «Новомет-Пермь»

Разработка ряда многопластовых место-рождений Поволжского нефтяного бассейна стандартными методами сегодня экономи-чески не целесообразна. Целевые объекты залегают на глубине порядка 4500 м и тре-буют при этом разработки малодебитными скважинами. В свою очередь, для обеспече-ния 100%-ной компенсации добычи закачкой требуется или бурение новых скважин, или частичный перевод добывающего фонда в нагнетательный, что оборачивается либо до-полнительными затратами, либо потерей до-бычи. А чаще – и тем, и другим. В последнее время данная проблема особенно остро стоит для ряда российских месторождений.

В качестве решения специалисты АО «Новомет-Пермь» разработали и внедрили компоновку одновременно-раздельной до-бычи и закачки жидкости (ОРДиЗ). По резуль-татам внедрения проект подтвердил свою жизнеспособность, в дальнейшем прогнози-руется превышение намеченных показателей.

Отличие предложенной установки ОРДиЗ от приме-няемых в России и мире аналогичных компоновок вну-трискважинного оборудования состоит в возможности эксплуатации с ее помощью объектов с большими глу-бинами залегания и относительно малым диаметром эксплуатационной колонны (168 мм). Это стало возмож-ным, прежде всего, благодаря применению дуальной системы в сочетании с УЭЦН малого габарита.

Установка ОРДиЗ АО «Новомет-Пермь» представ-ляет собой две колонны коаксиально установленных НКТ большего и меньшего диаметров, грузонесущие трубы, УЭЦН, дуальную систему, два герметизиру-ющих устройства для разделения потоков закачи-ваемой и отбираемой жидкости, пакерно-якорное оборудование для разобщения продуктивного и на-гнетательного пластов, а также специальную устье-вую арматуру (рис. 2).

Применяемые в компоновке узлы перемещения (один расположен между внутренним лифтом НКТ и дуальной системой, второй – между хвостовиком и пакером) предназначены для упрощения проце-дуры монтажа, компенсации перемещений колонны при эксплуатации, а также для направления потока закачиваемой жидкости в нижний пласт. Наземная инфраструктура обеспечивает закачку жидкости ППД и откачку газожидкостной смеси на установку подготовки нефти (рис. 3).

Проект внедрения данной технологии обеспечивает выполнение требований к одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) объектов разработки и реализа-цию всех ключевых функций систем ОРЭ, включая:– выполнение требований Российского законода-

тельства о раздельном учете по всем объектам разработки («Закон о недрах»), рабочей докумен-тации и выполнение минимального комплекса гидродинамических исследований, в т.ч. гидроди-намического мониторинга свойств пласта на раз-личных установившихся режимах фильтрации;

Рис. 1. Принципиальная схема ОРДиЗ

алексей БОНДаРЬИнженер-конструктор бюро ОРЭ и объемных насосов ДИР АО «Новомет-Пермь»

андрей ОРЛОВВедущий инженер-конструктор бюро объемных насосов ДИР АО «Новомет-Пермь»

Рис. 3. Обвязка устья скважины с компоновкой для ОРДиЗ

Технология ОРДиЗ, реализованная в скважинной компоновке производства АО «Новомет-Пермь», предназначена для одновременной откачки флюида из верхнего нефтяного пласта и закачки жидкости с поверхности в нижний пласт с целью поддержания пластового давления (рис. 1).

Наружная НКТ 102 Внутренняя НКТ 60


УЭЦН



Верхний пласт добыча

Нижний пласт закачка

Пакер

Добыча с верхнего пласта Закачка в нижний пласт

Дуальнаясистема с узлом

гермтизацииконцентрических

колонн



Михаил ПаНаЧЕВНачальник бюро ОРЭ и объемных насосов ДИР АО «Новомет-Пермь»

алексей БОНДаРЬИнженер-конструктор бюро ОРЭ и объемных насосов ДИР АО «Новомет-Пермь»

Таблица 1. Параметры работы подпорной и добывающей установок на стенде-скважине для ОРЭ

Напор, м Подача, м3/сут

Подпорная установка (ВНН5А-159-2350), n=4500 об/мин 2550 192

Добывающая установка (ВНН3-60Э-2350), n=3600 об/мин 2600 65

Рис.4. Испытания компоновки для ОРДиЗ на стенде-скважине ОРЭ в ОАО «ОКБ БН Коннас»

– раздельный подъем нефтесодержащей жидкости на поверхность и закачку необходимого объема жидкости для ППД;

– экономию капитальных затрат за счет устранения необходимости строительства дополнительной скважины для добычи или закачки жидкости, а также увеличение добычи за счет вовлечения запасов;

– изолированную эксплуатацию двух объектов разработки и учет добываемой продукции и закачиваемой жидкости;

– дифференцированное воздействие на пласты с возможностью раздельного регулирования отбора и закачки жидкостей;

– безопасное выполнение работ при монтаже и эксплуатации.

Принцип работы компоновки ОРДиЗДля определения герметичности пакера и колонны НКТ большего

диаметра в компоновке предусмотрены обратные опрессовочные клапаны. Проведение опрессовок гарантирует герметичность смон-тированной установки и, как следствие, повышает ее надежность.

После опрессовки и создания перепада давления над и под обрат-ным срезным клапаном открывается канал для закачки жидкости в нижний (нагнетательный) пласт. Через устьевую арматуру сверху подается жидкость, которая попадает в кольцевой зазор между НКТ большего и меньшего диаметров.

Затем нагнетаемая жидкость последовательно проходит через раз-вилку, грузонесущие трубы, узел перемещения, универсальный разъ-единитель колонн, гидравлический якорь, пакер, обратный срезной клапан и закачивается в нагнетательный пласт.

Одновременно жидкость из продуктивного пласта поднимается вверх и поступает через приемное устройство УЭЦН, после чего, про-ходя через обратный открытый клапан и устройство для разделения потоков, оказывается в НКТ меньшего диаметра, и далее через устье-вую арматуру направляется в сборный коллектор.

В компоновку включены промывочные и противополетные устрой-ства, что повышает надежность и безопасность.

Стендовые испытанияВ мае 2015 года на стенде-скважине для ОРЭ в ОАО «ОКБ БН Кон-

нас» в городе Москве были проведены испытания опытного образца системы ОРДиЗ (рис. 4).

Опрессовка НКТ малого и большего диаметра проводилась при дав-лении 25 МПа. Параметры подпорной и добывающей установок при одновременной работе приведены в таблице 1.

По результатам проведенных стендовых испытаний система ОРДиЗ была допущена к работе на промысле. При этом прогнозируется вы-полнение запланированных показателей с превышением.

В июне 2016 года на одном из южных месторождений был произве-ден монтаж и запуск первой компоновки ОРДиЗ с дуальной системой и концентричным лифтом производства АО «Новомет-Пермь» (рис. 5)

По результатам внедрения проект подтвердил свою жизнеспособ-ность. На момент написания статьи установка находится в работе, наработка превышает 400 суток. Объем закачки составляет более 140 м3/сут при давлении более 100 атм и добыче порядка 15 м3/сут практически безводной нефти, что также служит подтверждением технологической эффективности проекта.

Рис.5. Скважина, оборудованная компоновкой для ОРДиЗ с дуальной системой и концентричным лифтом производства АО «Новомет-Пермь»

Одна из главных проблем при добыче вязкой нефти – снижение рентабельности, что особенно актуально для малодебитных скважин – до 10 м3/сут.

Специалистами компании «Новомет» раз-работана и испытана в промысловых условиях погружная установка на базе насоса абсолютно нового для отрасли типа – объемно-пластинча-того. По сравнению с плунжерными и винтовыми насосами данная установка не содержит эласто-меров (которые требуют подбора под свойства добываемой жидкости) и не имеет колонны штанг, поэтому практически лишена ограничений по величине создаваемого напора, и может быть смонтирована даже в горизонтальных участках скважин.

Конструктивно насос похож на погружной многоступенчатый ЭЦН, основу его ступени со-ставляет статор, внутри которого расположен ротор в виде кулачка, к которому с помощью синхронизирующих колец прижаты пластинки. Присоединительные элементы модуль-секции унифицированы с ЭЦН, что облегчает монтаж установки.

Применяемый в установке низкооборотный вентильный электродвигатель имеет номиналь-ную частоту вращения 1000 об/мин.

Особенности насоса:• Ступенчатое исполнение.• Работа на вязкости до 5000 сСт • КПД 20-40% (растёт с увеличением вязкости)• Частота вращения – 500-1500 об/мин

устаНовка обЪемНо-роторНого Насоса (орНп) для Эксплуатации малодебитНого фоНда НефтяНых скваЖиН



Для исследования характеристик и подтверж-дения заявленных преимуществ были проведены испытания опытного образца полнокомплектной установки ОРНП производства АО «Новомет-Пермь» на стендах-скважинах Многофункци-онального стендового комплекса ОАО «ОКБ БН КОННАС» г. Москвы. Максимальный КПД ОРН – 41,9% был достигнут на кремнийорганической жидкости вязкостью 50 сСт при подаче 10,1 м3/сут, напоре одной ступени 39,4 м и частоте вра-щения вала 500 об/мин.

После снятия напорно-энергетических харак-теристик были проведены ресурсные испытания. Снятые после длительной работы характеристи-ки в основном совпали.

Для проведения промышленных испытаний первая установка с погружным объемным на-сосом была смонтирована румынской компаний OMV Petrom в скважине в июле 2015 года и от-работала на сегодня свыше двух лет. 20 февраля 2017 года там же, в Румынии, была запущена вто-рая установка ОРНП. Обе на сегодня находятся в работе.

Зарубежных аналогов данному оборудованию не существует. Традиционно в таких условиях используются установки штанговых глубинных (УШГН) и винтовых насосов (УШВН) с верхним приводом. Но применение первых на начальном этапе строительства площадки и размещения оборудования требует больших капитальных затрат. А для вторых необходимо подбирать тип эластомера для каждой скважины, что увеличи-вает номенклатуру изделий и количество ошибок при подборе. Применение штанг для привода так-же ограничивает использование этих установок в горизонтальных скважинах.

Таким образом, преимущества ОРН сводятся к следующему:Перед ШГН:

• Отсутствие громоздкого привода, необходи-мости оборудовать площадку фундаментом, постаментом;

• Отсутствие штанг, спуск на глубину до 3000 м.

Перед ЭЦН:• Вывод скважин из периодического режима

работы;• Более высокий КПД, который растет с увели-

чением вязкозти.

Перед винтовым насосом:• Нет необходимости подбора эластомера

статора для жидкости конкретной скважины – существенное упрощение процедуры под-бора.

• Отсутствие штанг, спуск на глубину до 3000 м.

Выводы:Предложена новая конструкция погружной

установки для добычи вязкой нефти, состоящая из вентильного электродвигателя, объемного пластинчатого насоса новой конструкции, гидро-защиты, входного модуля, обратного клапана и аварийного защитного клапана. Большинство ее компонентов – такие же, как в серийных установ-ках ЭЦН.

Установка обладает неоспоримыми преимуще-ствами перед традиционно используемыми ШГН, ЭЦН и винтовым насосом с верхним приводом. Эти преимущества подтверждены во время про-веденных ОПИ.

Обе установки ОРН, смонтированных в Румы-нии, в настоящий момент находятся в работе, причем наработка первой из них превысила 2 года, второй – полгода.

андрей каРПЮкЗаместитель главного конструктора ДИР АО «Новомет-Пермь»

В качестве одного из перспективных направлений своей деятельности АО «Новомет-Пермь» развивает производство энергоэффективных высокооборотных УЭЦН с вентильным электродвигателем серии ПВЭДН. Установки отличаются от се-рийных более высоким КПД, улучшенными напорными характеристиками и меньшими габаритами.

Проведенные сравнительные испытания серийной и энергоэффективной установок с вентильным двигателем подтвердили, что удельное потребление нового оборудования для добычи нефти на 24% ниже, чем у ана-логичных стандартных УЭЦН.

Запланированное на 2017 год начало се-рийного производства дополнительной линейки вентильных двигателей с повы-шенным напряжением позволит полностью реализовать потенциал по снижению энер-гопотребления УЭЦН, и обеспечит снижение удельных энергозатрат нефтедобывающих компаний-заказчиков.

Повышение энергоэффективности добычи нефти остается одной из наиболее актуальных задач не только в России, но и в мире. Соглас-но статистике, доля затрат нефтяных компаний на электроэнергию в структуре себестоимости добычи увеличивается в среднем на 3-4% в год. При этом более 50% расходов на электроэнергию приходится на подъем скважинной жидкости ме-ханизированным способом (рис. 1, 2 на стр. 46). Только в России энергопотребление в сегменте механизированной добычи нефти составляет не менее 28,3 млрд кВт/ч в год.

Для решения проблемы высокого энергопо-требления инженеры АО «Новомет-Пермь» раз-работали линейку энергоэффективных УЭЦН с максимальным КПД до 79% при номинальной подаче до 3000 м3/сут. Их применение позволяет сократить затраты на электроэнергию и эксплу-атацию скважин.

Предлагаемая линейка оборудования включает УЭЦН с высокооборотными (до 5820 об/мин) по-гружными вентильными электродвигателями. От серийно выпускаемых моделей данные установ-ки отличаются меньшими габаритами, более вы-

ЭНергоЭффективНые уЭцН с веНтильНыми Электродвигателями

Предохранительный клапан КЦПТ-108-59

Сбивной клапан КС-73

Обратный клапан КО-73

Кабельный удлинитель

Объемно- роторный насос

ОРНП5

Входной модуль МВ5

ГидрозащитаГЗНМ-92

Низкооборотныйвентильный

электродвигательПВЭДН117-1.0

Номинальная частота вращения 1000 об/мин.

Состав установки



соким КПД и повышенными напорными характеристиками (рис. 3, табл. 1). Задача повышения КПД и напорных характеристик новых УЭЦН была решена путем увеличения частоты вращения установ-ки. Данное техническое решение позволило на 60% уменьшить дли-ну и на 24% сократить энергопотребление УЭЦН.

В качестве привода в данных установках используется серийно про-изводимый погружной вентильный электродвигатель серии ПВЭДН в габаритных группах 81, 103, 117, 130 и 185 мм. Трехфазный и масло-наполненный, он представлен в двух вариантах исполнения: одно- и двухсекционном. В его конструкции применяется ротор на базе че-тырехполюсного магнита, изготовленного из высокотемпературных магнитотвердых спеченных материалов (рис. 4, табл. 2 на стр 48).

Вентильные электродвигатели обладают рядом технических и эксплуатационных преимуществ по сравнению с асинхронными (табл. 3 на стр. 48). Прежде всего, это увеличенные КПД (88-94%) и электромагнитный момент, более высокий коэффициент мощно-сти (практически равен 1), пониженное удельное тепловыделение на единицу мощности и низкое энергопотребление.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Андрей Владимирович, когда вы пла-нируете начать производство вентильных двига-телей с повышенным напряжением?

Андрей Карпюк: В самое ближайшее время. Все разработки уже есть, поэтому до конца 2017 года планируем запустить их в серийное произ-водство.

Вопрос: Скажите, пожалуйста, увеличение МРП установок, которое Вы показали, за счет чего про-изошло? Как Вы считаете?

А.К.: За счет увеличения КПД и применения специальных материалов при изготовлении ступеней УЭЦН, которые также позволяют по-высить надежность установок.

56,7%

6,7% 1,3%

2,3% 0,2%

26,6%

5,1%

1,2%

Добыча жидкости механическим способом Подготовка и транспорт нефти Транспорт газа Прочие производственные нужды Административно-управленческие расходы Закачка воды

Рис. 1. Структура энергопотребления в нефтедобыче по технологическим процессам

Табл. 1. Линейка типоразмеров энергоэффективных насосов производства АО «Новомет-Пермь»

Габарит Подача, м3/сут Частота вращения, об/мин КПД насоса, %

2А от 20 до 200 до 5820 от 44 до 57

3 от 25 до 500 до 5820 от 40 до 70

5 от 10 до 600 до 5820 от 43 до 67

5А от 100 до 800 до 5820 от 69 до 73

7А от 300 до 2400 до 4660 от 67 до 79

8 от 1600 до 3000 до 3500 от 74 до 76

Рис. 2. Распределение затрат в себестоимости добычи нефти в 1980-2020 гг.

Рис. 3. Высокооборотные УЭЦН с вентильным электродвигателем

Рис. 4. Сравнение габаритов вентильных и асинхронных электродвигателей производства АО «Новомет-Пермь»

7763

0 714 600 590 220

9887 8340

5317

2910

982 741 594

18884

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

Потери в обмотке статора

Потери в роторе

Потери в стали Механические потери

Гидравлические потери

Добавочные потери

Общие потери

ПВЭДН100-117-2200-3,0/03 ПЭДН100-117-2000/03

Вт Рис. 5. Энергетический расчет потерь в вентильных и асинхронных электродвигателях



Возможность регулирования частоты вращения и кон-троля параметров позволяет значительно снизить их массу и габариты, увеличить срок службы и межремонт-ный период (МРП) работы оборудования. Регулируемые диапазоны частот вращения составляют 100-500, 500-1500, 1500-4200 и 4000-6000 об./мин.

ПВЭДы могут применяться:• в скважинах осложненного фонда, • при добыче вязкой нефти, • при нестабильной подаче, • в малодебитных скважинах, • скважинах, вводимых после гидроразрыва пласта

(ГРП) и после других операций по интенсификации добычи нефти.

Еще одно преимущество заключается в значительном увеличении мощности двигателя 117-го габарита в одно-секционном исполнении: до 225 кВт при 3000 об/мин и до 400 кВт – при 6000 об/мин.

Энергетический расчет показывает, что энергопотери в вентильном двигателе примерно в два раза меньше, чем в асинхронном (рис. 5). При использовании установки с вентильным двигателем наблюдается не только снижение энергопотребления в узлах УЭЦН, но и снижение потерь в кабеле, станции управления и масляных трансформато-рах погружных насосов (ТМПН).

Табл. 2. Диапазон типоразмеров и мощностей вентильных электродвигателей производства АО «Новомет-Пермь»

НаименованиеДиапазон

частот вращения, об/мин

Максимальная мощность, кВт

ПВЭДН-117-3,0/ХХХ 1500-4200 Рмах = 225 кВт





ПВЭДН-185-3,0/ХХ 1500-4200 Рмах = 700 кВт

ПВЭДН-185-6,0/ХХ 4000-6000 Рмах = 1200 кВт

ПВЭДН-103-3,0/ХХ 1500-4200 Рмах = 140 кВт

ПВЭДН-103-6,0/ХХ 4000-6000 Рмах = 280 кВт

ПВЭДН-143-6,0/ХХ 4000-6000 Рмах = 800 кВт

Низкооборотный электродвигатель

ПВЭДН-117-1,0/ХХ 500-1500 Рмах = 80 кВт

ПВЭДН-117-0,5/ХХ 100-500 Рмах = 40 кВт

Секционный вентильный электродвигатель

ПВЭДНС-81-6.0 4000-6000 Рмах = 200 кВт

Проведенные на стендах-сква-жинах ОАО «ОКБ БН КОННАС» срав-нительные испытания серийной установки и энергоэффективной с вентильным двигателем подтверди-ли, что применение ПВЭДН позволяет на 24% снизить энергопотребление УЭЦН (рис. 6). Испытания проводи-лись в присутствии представителей компаний-заказчиков и независимых наблюдателей.

Согласно ГОСТ Р 56624-2015, все вентильные электродвигатели про-изводства АО «Новомет-Пермь» соответствуют классу энергоэф-фективности Е2. К этому классу от-носятся электродвигатели с высо-ким КПД, у которых суммарные по-тери мощности не менее чем на 40% (Ке=0,4) меньше суммарных потерь мощности стандартных электродви-гателей с аналогичными мощностью и частотой вращения.

В табл. 4 и 5 представлено срав-нение характеристик вентильных и асинхронных двигателей, в том чис-ле – двигателей с высоким напря-жением. Видно, что в обоих случаях КПД вентильных в среднем на 10% выше, чем у асинхронных. Табл. 3. Технические характеристики вентильных и асинхронных электродвигателей

Условное обозначениеэлектродвигателя

Номинальнаямощность,

кВт

Номинальное напряжение,

В

Номинальный ток, А

Номинальная частота

вращения, об/мин

Коэффициент полезного

действия, %

Коэффициент мощности,

о.е.

Скорость охлаждения жидкости,

м/с не менее

Монт. длина,

мм

Масса, кг, ±0,5 %

ПВЭДН100-117-2200-3.0/03 100 2200 26,8 3000 90,8 0,95 0,1 5471 350

ПВЭДН50П-117-2000-6.0/03 100 2400 30,1 6000 91,7 0,95 0,4 3027 205

ПЭДН 100-117-2000/03 100 2000 40 2910 84 0,859 0,3 7598 564

38

17

5 3

2

22

9

3 2

1 0

5

10

15

20

25

30

35

40

Серийная установка 5А-500-900 Энергоэффективная установка 5А-500-900

КПД установки серийной 44%

КПД установки энергоэффективной 60%

Полезная мощность 51 кВт

Насос Двигатель Кабель 3х16х1000 СУ ТМПН

кВт Рис. 6. Стендовые испытания серийной и энергоэффективной УЭЦН

Измеренная мощность, кВт

Установка Полезная Погружная часть:ПЭД + ЭЦН Кабель Наземная часть:

СУ + Фильтр + ТМПН ОбщаяОтносительная

экономия электроэнергии

Серийная 51 106 111 116 11624%

ЭЭУ 51 82 85 88 88

Табл. 4. Сравнение технических характеристик вентильных и асинхронных электродвигателей

Тип электродвигателя

ПВЭД с повышенным напряжением

Асинхронные электродвигатели

Мощ

ност

ь,

кВт

Ном

инал

ьное

на

пряж

ение

, В

Ток,

А

КПД,

%

Мощ

ност

ь,

кВт

Ном

инал

ьное

на

пряж

ение

, В

Ток,

А

КПД,

%

ПВЭДН 22-117-920-3 22 1520 9,6 92,6 22 750 25,0 83,0

ПВЭДН 32-117-1250-3 32 2050 10,5 92,7 32 1000 26,6 83,5

ПВЭДН 40-117-1550-3 40 2560 10,5 92,7 40 1200 27,8 84,0

ПВЭДН 50-117-1870-3 50 3100 10,9 92,8 50 1500 28,0 83,0

ПВЭДН 63-117-2220-3 63 3660 11,8 92,8 63 1900 28,0 83,2

ПВЭДН 70-117-2520-3 70 3030 15,7 93,0 70 1650 35,7 83,0

ПВЭДН 80-117-2840-3 80 2840 18,7 93,0 80 2210 30,5 83,0

ПВЭДН 90-117-3160-3 90 3160 18,9 93,0 90 2150 35,5 83,0

ПВЭДН 100-117-3480-3 100 3480 19,1 93,0 100 2000 42,5 83,2

ПВЭДН 150-117-3390-3 150 3390 29,7 93,0 150 2100 63,5 83,0

ПВЭДН 200-117-3500-3 200 3500 39,6 93,0 200 2600 64,5 82,5

ПВЭДН 225-117-3510-3 225 3510 44,6 93,0 225 2760 65,1 83,8

Внедрение УЭЦН с вентильными электродвигателями

Начиная с 2009 года, установки с вентильными электродвигателями успешно применяются на месторож-дениях крупных нефтяных компаний. В качестве примера можно привести результаты промышленного внедре-ния оборудования на объектах ПАО «Газпром нефть» и еще одной круп-ной нефтяной компании в период 2013-2014 годов.

В рамках сервисного (прокатного) проекта ООО «Новомет-Сервис» в АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и его структурном подразделении (Фи-лиале) «Газпромнефть-Муравленко» было внедрено соответственно 630 и 423 ед. ПВЭД. Помимо стоимости про-ката УЭЦН в сервисных контрактах были закреплены ключевые показа-тели эффективности, предусматри-вающие снижение удельного расхода электроэнергии (УРЭ) на добычу тон-ны жидкости и ежегодное увеличение МРП, а также наработки на отказ (НнО). После внедрения оборудования в АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» МРП установок увеличился с 598 до 761 сут, в «Газпромнефть-Муравлен-ко» – с 428 до 584 суток.

Табл. 5. Сравнение технических характеристик вентильных и асинхронных электродвигателей с повышенным напряжением

Тип электродвигателя

ПВЭД с повышенным напряжением

Асинхронные электродвигатели

Мощ

ност

ь,

кВт

Ном

инал

ьное

на

пряж

ение

, В

Ток,

А

КПД,

%

Мощ

ност

ь,

кВт

Ном

инал

ьное

на

пряж

ение

, В

Ток,

А

КПД,

%

ПВЭДН 22-117-920-3 22 1520 9,6 92,6 22 1950 10,0 82,2

ПВЭДН 32-117-1250-3 32 2050 10,5 92,7 32 2030 13,4 82,4

ПВЭДН 40-117-1550-3 40 2560 10,5 92,7 40 2040 16,6 82,9

ПВЭДН 50-117-1870-3 50 3100 10,9 92,8 50 2480 17,0 82,8

ПВЭДН 63-117-2220-3 63 3660 11,8 92,8 63 3150 17,0 83,0

ПВЭДН 70-117-2520-3 70 3030 15,7 93,0 70 2750 21,7 83,0

ПВЭДН 80-117-2840-3 80 2840 18,7 93,0 80 2950 23,0 82,8

ПВЭДН 90-117-3160-3 90 3160 18,9 93,0 90 2960 26,0 82,3

ПВЭДН 100-117-3480-3 100 3480 19,1 93,0 100 3350 25,3 82,4

ПВЭДН 150-117-3390-3 150 3390 29,7 93,0 150 4500 28 83,0

ПВЭДН 200-117-3500-3 200 3500 39,6 93,0

ПВЭДН 225-117-3510-3 225 3510 44,6 93,0



Общая наработка энергоэффективных УЭЦН на фонде АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» к настоящему времени превысила наработку как серийно выпускаемых установок производства АО «Новомет-Пермь», так и аналогов, предлага-емых другими отечественными заводами-изго-товителями (рис. 7).

В течение 2013 года УЭЦН с вентильными дви-гателями внедрялись на объектах другой крупной нефтяной компании. В первом случае ПВЭД были

внедрены в количестве 3158 ед., во втором – 807 единиц. Увеличение межремонтного периода ра-боты оборудования составило 345 (с 602 до 947) и 143 суток (с 252 до 395 сут) соответственно.

В табл. 6 приведены сводные результаты за-меров экономии электроэнергии, полученные в ходе промышленной эксплуатации энергоэф-фективных УЭЦН в нефтяных компаниях России и Республики Казахстан. Как видно, снижение энергопотребления составляет от 24 до 37%.

Рис. 7. Показатели надежности работы серийных и энергоэффективных УЭЦН на фонде АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Табл. 6. Результаты промышленной эксплуатации энергоэффективных УЭЦН производства АО «Новомет-Пермь»

Нефтяная компания Внедрено, шт. Снижение энергопотребления, % СНО, сут.

ПАО «Газпром нефть» 691 27% 579±86

ПАО «НК «Роснефть» 76 28% 402±38

ПАО «НК «РуссНефть» 36 24% 727±103

ПАО «ЛУКОЙЛ» 4 26% 648**

ОАО «Сургутнефтегаз» 28 30% 750**

«Тургай Петролеум» 5 37% 316**

** Оценка по пилотным проектам при риске заказчика и изготовителя – 35%

В связи с тем, что существующая до по-следнего времени методика балансовых испытаний ступеней погружных лопаст-ных насосов для добычи нефти была не-достаточной для корректного проведения этих испытаний, специалистами компании проведена экспериментальная работа, в результате которой были получены две методики. Первая является модернизацией общеизвестной методики С.С.Руднева. Вто-рая основана главным образом на замерах гидродинамического момента, действую-щего на решетку направляющего аппарата и на измерительную решетку с радиальны-ми лопатками, расположенную на выходе аппарата.

Для применения многоступенчатого лопастного насоса достаточно иметь его рабочую характери-стику, состоящую из кривых зависимости напора, потребляемой мощности и КПД от объемной по-дачи, приведенных к постоянной частоте враще-ния. По этим параметрам ориентировочно можно определить технический уровень насоса. Но дан-ных параметров недостаточно для выбора путей повышения этого уровня. Для чего необходимо знать внутренние характеристики ступени и на-

балаНсовые испытаНия ступеНей погруЖНых лопастНых Насосов для добычи Нефти

Шарифжан аГЕЕВЗаместитель генерального директора по науке ОАО «ОКБ БН КОННАС»

Евгений ДРУжИНИНЗаведующий сектором отдела прикладной гидродинамики ДИР АО «Новомет-Пермь»

Евгений ГРИГОРяНЗаместитель директора ДИР АО «Новомет-Пермь»

50 51НИОКР 51АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 201750 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017

НИОКР

Первая методика балансовых испытаний ступеней насосов ЭЦН

Первая методика является модернизацией общеизвестной методики Руднева С.С. [1, 3]. Суть ее модернизации заключается, в основном, в проведении испытаний одной и той же сборки ступеней с плавающими и распертыми рабочими колесами, в экспериментальном определении по-терь в сборке с распертыми рабочими колесами, на основе которых определяются потери в сборке с плавающими рабочими колесами.

Потери мощности в ступени с плавающим ра-бочим колесом можно подразделить на две части:

– механические потери, включающие потери на трение в уплотнении и по втулке Nтр, потери на дисковое трение Nд и потери на трение в пяте рабочего колеса Nn;

– потери на гидравлические сопротивления .

В ступени же с фиксированным, распертым по валу рабочим колесом обычно потери разделяют на три части:

– механические потери, состоящие из потерь на трение в уплотнении и по втулке, и потерь дис-кового трения:

– потери на гидравлические сопротивления ;

– объемные потери Nу.

Рис.1 Сборка ступеней н.а. Э-25-6, р.к. СН6-250-I: а) р.к. плавающие б) р.к. распертые

соса: разделение потерь энергии на отдельные слагаемые, моменты скорости после рабочего колеса и после направляющего аппарата.

Учитывая важность определения внутренних характеристик на-соса для повышения его технического уровня, в 30-х годах прошло-го века по предложению проф. И. И. Куколевского во Всесоюзном институте гидромашиностроения (ВИГМ) были поставлены опыты по составлению полного баланса энергии в центробежном насо-се на базе экспериментальных данных. На основании проведенной работы с одноступенчатыми наземными центробежными насосами была установлена методика определения баланса энергии в центро-бежном насосе, которой до настоящего времени пользуются многие инженеры и исследователи [1]. Впоследствии эта методика была несколько скорректирована для применения к многоступенчатым насосам [2, 3]. Но она недостаточна для определения внутренних характеристик ступени погружного лопастного многоступенчатого насоса для добычи нефти (ЭЦН) по следующим причинам:

Методика предполагает исполнение рабочего колеса, при кото-ром оно жестко установлено на валу, в то время, как в большин-стве погружных лопастных насосов для добычи нефти используют плавающие рабочие колеса. Следовательно, в балансе энергии ступеней этого насоса необходимо определять дополнительно потери мощности на трение в индивидуальной осевой опоре ра-бочего колеса. При этом практически ликвидируется утечка через уплотнение рабочего колеса (разумеется, на рабочих режимах, при которых рабочее колесо находится в нижнем своем положении).

Методика применима только к одноступенчатым насосам, имею-щим на входе рабочего колеса нулевую окружную составляющую. Погружной лопастной насос для добычи нефти является много-ступенчатым. На выходе направляющих аппаратов ступеней, а, следовательно, на входе каждого рабочего колеса промежуточной ступени имеется окружная составляющая скорости, не равная нулю.

Исходя из вышеприведенных причин, для определения вну-тренних характеристик и баланса энергии ступеней погружных многоступенчатых лопастных насосов с плавающими рабочими колесами была проведена экспериментальная работа, в результате которой были получены две методики.

Рис. 2. Ступень н.а. Э-25-6, р.к. СН-6-250-I

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

5

10

15

20

25

0 100 200 300 400

ηN, квтq, л/с

H, м

Q, м3/сут

Число ступеней z=3 шт.Число оборотов n= 2970 в мин.

р.к. плавающее р.к. распертое утечка по уплотнению распертого р.к.

N-Q

H-Q

η-Q q-Q

При сравнении соответствующих потерь в ис-пытаниях с плавающим и с распертым рабочим колесом одной и той же ступени можно отметить, что потери Nтр и Nд в обоих случаях должны иметь постоянную величину.

При перечислении составляющих потерь в ступени умышленно были опущены объемные потери в межступенном уплотнении. Как пока-зали эксперименты, эти потери незначительны и практически компенсируются восстановленной частью дискового трения.

Отработка методики проведения балансовых испытаний ступеней ЭЦН была проведена на сту-пени, состоящей из чугунного направляющего аппарата Э-25-6 с 12 лопатками и из бронзового рабочего колеса СН6-250-I. Поверхности проточ-ных каналов колеса были зачищены до шерохо-ватости Rz≈5мкм ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхностей проточных каналов литого направ-ляющего аппарата соответствовала в основном Rz = 60мкм ГОСТ 2789-73. Зазоры по уплотнению колеса были равны 0,32 мм на диаметр, по втулке – 0,15 мм на диаметр. Экспериментальные рабо-ты были проведены на вертикальном ступенном стенде со сборкой ступеней с плавающими и с распертыми рабочими колесами (рис.1). Для определения утечек по уплотнению расперто-го рабочего колеса и утечек по межступенному уплотнению в обеих сборках ступеней были про-сверлены соответствующие отверстия для за-мера перепада давления в этих уплотнениях.

Определение опытных величин было проведено в нижеследующем порядке:

1. Для определения напорных и энергетических характеристик сборок ступеней, их испытания были проведены по принятой в ОАО «ОКБ БН КОННАС» методике. Приработка сборки с пла-вающими рабочими колесами велась до полу-чения прилегания не менее 80% площади шайб к подпятникам. Замеры давления велись в мер-ных ступенях (рис. 1 поз. 1, 4). После завершения испытания мерные ступени меняли местами и повторяли опыт. При испытаниях с плавающими рабочими колесами соблюдался следующий по-рядок смены режимов работы сборки – от закры-той задвижки к открытой. На рис. 2 приведены характеристики ступеней с плавающими и рас-пертыми колесами.

2. Во время испытаний были определены зави-симости перепада давления по межступенному уплотнению рабочего колеса от подачи (точки замера 3, 2, рис. 1); кроме того для сборки с рас-пертыми колесами были опрелелены зависимости от подачи перепада давления по уплотнению коле-са (точки замера 5, 6, рис. 1). Тарировка утечек от перепада давления была определена опытным пу-тем по аналогии со способом, описанным в [2] при залитом парафином рабочем колесе и направля-ющем аппарате. Зависимость утечки в уплотне-нии распертого рабочего колеса показана на рис. 2. Объемные потери в межступенном уплотнении ступени оказались незначительными, а именно – на оптимальном режиме они равны 0,61% от затра-

Рис. 3. Детали для измерения дисковых потерь: а) р.к. залитое парафином, б) имитация р.к.

52 53НИОКР52 53АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017

НИОКР

ченной мощности. Учитывая, что восстановленная часть дискового трения имеет величину такого же порядка, разность потерь в межступенном уплот-нении и мощности, восстановленной от дискового трения, будет пренебрежимо мала.

3. Были определены потери Nтр и Nд. Сумма потерь Nтр + Nд находится в ступени вращением рабочего колеса, каналы которого заполнены па-рафином, или диска, повторяющего по конфигу-рации диски рабочего колеса (рис.3).* Потери на трение в уплотнении рабочего колеса и в меж-ступенном уплотнения Nтр были определены пу-тем замера мощности, потребляемой ступенью, опорожненной от воды, но при залитом водой манжете уплотнения вала стенда. По разности

5. Теоретический напор, сообщенный воде ко-лесом, равен:

(3)

Строится кривая зависимости – рис. 4.

6. Полученные данные позволяют составить баланс мощности для ступени с распертым ра-бочим колесом. При этом мощность на утечку в уплотнении может быть подсчитана по формуле:

, (4)

где q, м3/с, – утечка.

Мощность на гидравлические сопротивления равна

(5)

Найденные потери приведены на рис.5, 6.

Определение же КПД может производиться по формулам:

объемный КПД

, (6)

гидравлический КПД

(7)

и механический КПД

(8)

Найденные зависимости объемного, гидравли-ческого и механического КПД приведены на рис.7.

Ступень с плавающим рабочим колесом прак-тически не имеет утечку через уплотнение коле-са, следовательно, теоретический напор ступени с плавающим колесом будет больше, чем ступени с распертым колесом на составляющую, зависящую от утечки и окружной составляющей утечки в зазоре уплотнения, т.е.

, (9)

где Vупл – окружная скорость колеса на ради-усе уплотнения.

Таким образом, на основании кривой зависи-мости

можно получить

Отсюда гидравлическая мощность плавающе-го рабочего колеса равна

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Н, Нт, м

Q, м3/сут

Рабочее колесо плавающее; балансовые испытания по первой методике

Рабочее колесо плавающее; балансовые испытания по второй методике

Рабочее колесо распертое

n=2970 об/мин

(U2C3u )/g

Нт Н

Нт

Нт

Рис. 4. Теоретические напоры ступени: н. а. Э-25-6, р. к. СН-6-250- I

замеренной суммы потерь N’тр + Nд и потерь тре-ния были получены потери дискового трения N’д. При нахождении N’д вращением рабочего колеса, заполненного парафином, измеренную величину N’д следует снизить для исключения мощности на трение о жидкость парафина, заполненного в каналы колеса, которое находится согласно [4]:

, Вт, (1)

где геометрические параметры Д2max, Д2min, м, и γ – приведены на рис.3;

ω – частота вращения, с-1;ρ – плотность воды, кг/м3;ξ – коэффициент трения, определяемый кри-

терием Рейнольдса [2].Дисковые потери, определенные двумя спосо-

бами, практически одинаковы и равны 18,1 Вт.Опытные значения потерь трения в межступен-

ном уплотнении и в уплотнении рабочего колеса равны 8,6 Вт.

Естественно, эти составляющие потерь трения и потерь дискового трения в ступени с распертым колесом будут равными соответствующим со-ставляющим потерь в той же ступени с плаваю-щим рабочим колесом.

4. Определяется гидравлическая мощность ступени с распертым рабочим колесом, т.е. мощ-ность, переданная колесом воде:

(2)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 50 100 150 200 250 300 350 400

N, кВт

Q, м3/сут

Nзатр Nтр

n=2970 об/мин Z=3шт.

Nу

Nг

Nд

Nпол

Рис. 5. Потери мощности ступени: н. а. Э-256, р. к. СН-6-250- I распертое

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 50 100 150 200 250 300 350 400

%

Q, м3/сут

Nпол

Nгс

Qопт = 267,8 м3/сут n = 2970 об/мин Nпол = 67 % Nгс = 17,5 % Nу = 6,5 % Nдп = 6 % Nтр = 3%

Nтр Nдп

Nу Nгс

Nпол

Рис. 6. Относительные потери мощности ступени: н. а. Э-25-6, р. к. СН-6-250-I распертое

(10)

8. По найденным величинам вычисляются по-тери трения на индивидуальной пяте рабочего колеса

(11)

Используя приведенные выражения (3) – (8), определяются зависимости теоретического напора, мощности, гидравлического и механи-ческого КПД от подачи ступени с плавающим рабочим колесом.

Найденные зависимости в графической фор-ме приведены на рис. 4, 8 – 10.

9. Замер осредненных окружных составля-ющих скоростей за направляющим аппаратом

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 50 100 150 200 250 300 350 400

η

Q, м3/сут

ηоб

η ηг

ηмех

Qопт = 267,8 м3/сут η = 0,67 ηг = 0,80 ηмех = 0,90 ηоб = 0,93

Рис.7. КПД ступени: н. а. Э-25-6, р. к. СН-6-250-I - распертое

* Следует иметь в виду, что дисковые потери рабочих колес центробежно-вихревых ступеней насосов ВНН и рабочих колес, имеющих лопатки на ведущем диске для снижения осевой силы, могут зависеть от величины утечки в межступенном уплотнении.


НИОКР

производится при помощи измерительной ре-шетки методом взвешивания (рис. 11) – см. вто-рую методику.

Вторая методика балансовых испытанийВторая методика определения баланса энергии

ступени с плавающим рабочим колесом осно-

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380

Q, м3/сут

N, кВт

Nзатр

Nпол

Nтр

Nг

Nп

Nтор

n=2970 об/мин Z=1 шт.

Nдп

Рис.8. Потери мощности ступени: н. а. Э-25-6, р. к. СН-6-250-I. Рабочее колесо плавающее

Рис.9. Относительные потери мощности ступени: н.а. Э-25-6, р. к. СН-6-250-I. Рабочее колесо плавающее

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Nдп

Nтр

Nгс

Nпол

Q, м3/сут

Nпяты, Nтр,Nдп, Nгс,Nпол, Nп

Qопт=

287,7 м3/сут

Nпол= 70%

Nгс = 17,5%Nдп = 6%

Nтр = 2,5%Nп = 4%

%

Сущность метода основана на взаимодействии потока с решеткой направляющего аппарата. При этом направляющий аппарат будет испытывать вполне определенный гидродинамический мо-мент относительно своей центральной оси [5]:

(12)

где Q – расход, проходящий через направляю-щий аппарат, м3/с;

Г3 и Г4– соотвественно осредненные значения циркуляции на выходе из рабочего колеса и на выходе решетки аппарата, м2/с.

Для выполнения этого условия обойма на-правляющего аппарата была выполнена из двух частей: подвижной и неподвижной (рис.11). Под-вижная часть обоймы была жестко соединена с решеткой исследуемого направляющего ап-парата. Поэтому измеряемый момент был про-порционален разности осредненных циркуляций на выходе из рабочего колеса и на выходе из на-правляющего аппарата.

Замеренный динамический момент позволяет определить теоретический напор ступени с пла-вающим рабочим колесом:

(13)

Отсюда можно вывести, что

(14)

1 – неподвижная обойма, 2 – подвижная обой-ма, 3 – направляющий аппарат, 4,6 – подшипники, 5 – измерительная решетка, 7 – пластина с тен-зодатчиками.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380

ηм

ηг

η

ηм,ηг,η

Qопт

= 287,7 м3/сутη = 0,70

ηг = 0,80ηм = 0,875

Q, м3/сутРис. 10. КПД ступени: н. а. Э-25-6, р. к. СН-6-250-I. Рабочее колесо плавающее

вана, главным образом, на замерах гидродина-мического момента, действующего на решетку направляющего аппарата, и на измерительную решетку с радиальными лопатками (пластинами), расположенную на выходе направляющего аппа-рата при прохождении через них потока жидкости т. н. методом взвешивания.

Таким образом, замеряя момент, действующий на направляющий аппарат, расход через аппарат с подвижной обоймой и частоту вращения вала стенда, можно определить теоретический напор ступени с плавающим колесом.

Момент, действующий на аппарат, замерялся тензометрическим методом, а именно, решет-ка направляющего аппарата была посажена на подшипник качения, и момент, действующий на аппарат, передавался на жестко связанную с ним пластину с наклеенными тензодатчиками (рис. 11).

Импульсы с тензодатчиков передавались на тензометрическую аппаратуру. Тензодатчики предварительно были протарированы. В резуль-тате экспериментов было найдено, что величина утечки через зазор между направляющим аппа-ратом и нижним корпусом подшипника пренебре-жимо мала.

Экспериментально найденная зависимость для ступени с плавающим колесом

по приведенной схеме нанесена на рис.4, из кото-рой видно, что теоретические напоры, найденные двумя способами, в рабочем диапазоне подач практически совпали. Однако в левой части на-порной характеристики у кривой теоретического напора по второй методике наблюдается спад. Это объясняется тем, что закономерность по вы-ражению (12) верна при ограниченных углах атаки потока на входе рабочего колеса и направляю-щего аппарата.

Исходя из вышесказанного, вторая методика определения внутренних характеристик и ба-ланса энергии ступеней погружных лопастных насосов с плавающими рабочими колесами за-ключается в следующем:


НИОКР

ТовАРнЫе гРУППЫ ТовАРнАЯ номенКЛАТУРА

насосы и насосные секцииПлавающий тип сборки ступенейПакетный тип сборки ступенейКомпрессионный тип сборки ступеней

Ступени по отдельным заказамПорошковые Литые

гидрозащитыгидрозащиты модульныегидрозащиты модульные тандемные

Погружное оборудование для работы с повышенным газовым фактором

газосепараторыгазосепараторы-диспергаторыдиспергаторыгазостабилизаторы

мультифазные насосы мультифазные насосы

Погружные электродвигатели (ПЭд)ПЭд асинхронныеПЭд асинхронные компаундированныеПЭд вентильные компаундированные

Кожухи к ПЭд Кожухи к ПЭд

Кабельная продукцияКабельКабельная линияКабельный удлинитель

ЭлектрооборудованиеСистемы телеметрииСтанции управления

модули входные модули входные

КлапаныКлапаны обратные шариковыеКлапаны обратные тарельчатыеКлапаны спускные

Шламоуловители Шламоуловители верхниеШламоуловители модульные

фильтры погружные

фильтры входные щелевые (фвЩ)фильтр скважинный щелевой (фСЩ)фильтр скважинный гравитационно-щелевой (фСгЩ)фильтр скважинный каскадный (фСК)фильтр скважинный дисковый (фСд)Сепаратор механических примесей (ПСм)

Контейнеры скважинныеКонтейнеры скважинные с твердым реагентом (КСТР)Контейнеры скважинные с капсулированным реагентом (КСКР)Контейнеры скважинные универсальные (КСУ)

наземные фильтры фильтры очистки жидкости (фож)фильтры для систем ППд Блок распределения, измерения и фильтрации (БРИф)

Системы поддержания пластового давления (ППд)

Системы ППд в шурфовом исполнении с погружным приводомСистемы ППд в шурфовом исполнении с наземным приводомСистемы ППд в горизонтальном исполнении с открытой насосной установкойБлочные насосные станции (БнС)

насосы струйные насосы струйные, работающие по технологической схеме «Тандем» Протектолайзеры ПротектолайзерыЭлеваторы монтажные Элеваторы монтажные

Стенды тестирования оборудования

Стенд испытаний ступеней насосовСтенд испытаний секций насосов с консервациейСтенд ресурсных испытаний секций насосов (абразив, кислота и т.д.)Стенд испытаний гидрозащитСтенд испытаний погружных асинхронных и вентильных электродвигателей на холостомходу и под нагрузкой Стенд испытаний погружных блоков ТмС (температура, давление, вибрация)Стенд гидравлических испытаний до 600 барСтенд испытаний газосепараторовСтенд испытаний диспергаторовСтенд испытаний пакетов ротораСтенд испытаний станций управления под нагрузкойСтенд испытаний кабельных изделий

614065, Пермь, Ш.Космонавтов, 395. отдел реализации продукции: Тел. (342) 296 21 43. E-mail: [email protected] www.novomet.ru

Рис. 11. Сборка для замера циркуляций потока1 – неподвижная обойма, 2 – подвижная обойма, 3 – направляющий аппарат, 4, 6 – подшипники, 5 – измерительная решетка, 7 – пластина с тензодатчиками

Список литературы1. Руднев С. С. Баланс энергии в центробеж-

ном насосе. «Химическое машинострое-ние», 1938, №3.

2. Байбаков О. В., Бутаев Д. А., Калмыкова З. А., Подвидз Л. Г. Лабораторный курс гидрав-лики, насосов и гидропередач. Под ред.

С. С. Руднева и Л. Г. Подвидза. М., «Машино-строение», 1974.

3. Калмыкова З. А., Бутаев Д. А., Подвидз Л. Г., Байбаков О. В., Кирилловский Ю. Л. Лабораторный курс гидравлики и насосов. Под ред. Л. Г. Подвидза. М., «Государствен-ное, энергетическое издательство», 1961.

4. Карелина Н. С. Исследования лопаточных отводов погружных центробежных насосов для скважин диаметром более 200 мм. – Дис…канд. техн. наук. М., 1967.

5. Квятковский В. С. Рабочий процесс осевой гидротурбины, часть I. Труды ВИГМ, выпуск XIV. Машгиз, М., 1951.

1. Определяется рабочая характеристика сту-пени с плавающим рабочим колесом (рис. 2).

2. Находятся механические потери, состоящие из потерь на трение в уплотнении колеса и по втулке Nтр, и потерь дискового трения Nд (см. п. 2 первой методики).

3. Замеряются гидравлический момент, дей-ствующий на решетку направляющего аппарата и частота вращения вала, по которым определяют-ся теоретический напор ступени(формула 14) и ее гидравлическая мощность

4. Определяются потери в осевой опоре рабо-чего колеса

5. Определение КПД производится по форму-лам:

гидравлический КПД

,механический КПД

.

6. Для замера осредненных окружных со-ставляющих скоростей на выходе направляю-щего аппарата за последним направляющим аппаратом сборки ступеней ставится решетка с радиальными лопатками (пластинами). Коли-чество пластин и их осевая длина должны быть

достаточными, чтобы решетка была непрозрачной, т.е. окружная составляющая скорости потока на выходе решетки была равна нулю. Эта измерительная решетка посажена на подшипник ка-чения. Момент, действующий на решетку, передается на жестко связанную с ним пластину с наклеенными тензодатчиками (рис. 11). Импульсы с тензодатчиков передаются на тензометрическую аппаратуру. Естественно, тензодатчики предварительно должны быть тарированы. По замеренному гидродинамическому моменту можно определить осредненное значение циркуляции на выходе направляющего аппарата на каждой подаче:

(15)

По замеренной осредненной циркуляции потока на выходе на-правляющего аппарата можно определить составляющую теоре-тического напора колеса при нулевой циркуляции на входе колеса

(16)

где U2– окружная скорость рабочего колеса на выходе, м/с;

С3u – окружная составляющая абсолютной скорости жидкости на выходе из колеса, м/с.

Зависимость (16) в графической форме показана на рис. 4.Следует отметить, что вторая методика определения баланса

энергии ступени применима и для ступеней с фиксированными на валу распертыми рабочими колесами при определении известным способом объемных утечек по уплотнениям рабочего колеса и по втулке, а также определении потерь трения и дискового трения.

58 ПРОДУКЦИЯ 59АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 201758 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017

ПРОДУКЦИЯ

614065, Пермь, Ш.Космонавтов, 395. отдел реализации продукции: Тел. (342) 296 21 43. E-mail: [email protected] www.novomet.ru

ПогРУжнЫе ЭЛеКТРодвИгАТеЛИ

наименование диапазон мощностей, квтодносекционные двухсекционные Трехсекционные

55 (вентильный) 5-35 38-70 -81 (вентильный) 14-90 100-200 в разработке96 16-32 45-56 70-100103 16-80 90-160 180-250103-3.0 (вентильный) 6-140 - -103-6.0 (вентильный) 6П-140П * - -117 12-125 125-250 270-400117-0.5 (вентильный) 2-40 - -117-3.0 (вентильный) 22-225 в разработке в разработке117-6.0 (вентильный) 22П-200П * в разработке в разработке130 22-140 160-300 350-560130-3.0 (вентильный) 32-300 - -130-6.0 (вентильный) 30П-235П * - -143 63-220 260-440 555185 100-400 450-650 в разработке185-3.0 (вентильный) 60-800 - -

* П – мощность, приведенная к частоте вращения 3000 об/мин.

гИдРозАЩИТЫ

наименование

Max мощность двигателя,

квт1 диафрагма/2 диафрагмы параллельно

Max допустимая нагрузка

на пяту, кг

гзнм-69 75 450

гзнм-81 75/180 500

гзнм-86 63/100 600

гзнм-92 80/200 1200

гзнм-103 125/360 2000

гзнм-114 180/450 2500

гзнм-136 260/700 3000

гзнм-172 200/650 3500

ТИПоРАзмеРЫ УСТАновоК {серийные ступени}

Усло

вный

га

бари

т

Подача, м3/сут

4 20 30 50 80 160 2005 15 20 25 30 35 45 50 59 60 80 100 125 200 500 550

5А 25 34 50 60 80 100 124 159 199 200 240 250 280 320 400 500 7006 800 1000 1250

6А 130 2508 500 1000 1600 2000 2500 3000 40009 5000 6300

порошковые ступени литые ступени 50 50 серийные установки 80 160 подготовка производства

ТовАРнЫе гРУППЫ ТовАРнАЯ номенКЛАТУРА

Стенды тестирования оборудования

Стенд испытаний дождем

Стенд правки валов

Стенд вибрационных приемосдаточных испытаний погружных блоков БИд

Стенд испытаний винтовых насосов

Технологические стенды

Стенд вакуумного заполнения маслом ПЭд

Шкаф токовой сушки статоров

Стенд вакуумной сушки статоров

Стенд для разборки секций ПЭд

Стенд для сборки секций ПЭд

Стенд мойки статоров ПЭд

Стенд механизированной мойки статоров ПЭд

Стенд мойки валов ПЭд

Склад-штабеллер

Стенд консервации насосов

Стенд внутренней мойки насосов

Стенд наружной мойки щелевого типа

Стенд сборки насосных секций

Стеллаж для хранениия валов

Стеллаж для хранения труб

Пресс для запрессовки и распрессовки статоров ПЭд

запчасти запчасти и комплектующие для ремонта и модернизации выпускаемого оборудования

Сервисные услуги Услуги по обслуживанию и ремонту выпускаемого оборудования

Энер

гоэф

фект

ивны

е ст

упен

и

габа

рит 2

АСт

упен

ь 20

м3 /с

ут. К

Пд =

44%

(Пм

)Ст

упен

ь 30

м3 /с

ут. К

Пд =

50%

(Пм

)Ст

упен

ь 50

м3 /с

ут. К

Пд =

58%

(Пм

)Ст

упен

ь 10

0 м3 /с

ут. К

Пд =

57%

(Лв

м)

Q м3 /c

ут20

2530

3540

4550

6065

6070

8010

012

516

018

020

0n

об/м

ин29

1036

4043

6550

9058

2038

5542

8051

4055

6534

9040

7546

6058

2036

4046

6052

4058

20

Тип

сбор

кипл

плпл

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

комп

комп

комп

комп

габа

рит 3

Ступ

ень

25 м

3 /сут

. КПд

= 4

0% (П

м)

Ступ

ень

40 м

3 /сут

. КПд

= 4

9% (П

м)

Ступ

ень

80 м

3 /сут

. КПд

= 5

9%(П

м)

Ступ

ень

140

м3 /сут

. КПд

= 6

2%(Л

вм)

Ступ

ень

200

м3 /сут

. КПд

= 6

7%(Л

вм)

Ступ

ень

320

м3 /сут

. КП

д =

70%

(Лвм

)

Q м3 /c

ут25

3035

4045

5055

6070

8010

012

514

016

018

020

025

028

030

032

035

045

050

0n

об/м

ин27

0032

4037

8043

2032

0035

5039

2042

8050

0057

0032

3040

4045

3051

8037

4041

6052

0058

2043

6546

6050

9540

9045

50

Тип

сбор

кипл

плпл

плпл

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

пак

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

габа

рит 5

Ступ

ень

20 м

3 /сут

. КП

д =

46%

(Пм

+Лвм

)Ст

упен

ь 50

м3 /с

ут.

КПд

= 62

% (П

м)

Ступ

ень

140

м3 /сут

. КП

д =

65%

(Пм

)Ст

упен

ь 21

0 м3 /с

ут.

КПд

= 60

% (Л

вм)

Ступ

ень

320

м3 /сут

. КП

д =

67%

(Лвм

)Ст

упен

ь 36

0 м3 /с

ут.

КПд

= 65

% (Л

вм)

Ступ

ень

400

м3 /сут

. КП

д =

66%

(Лвм

)

Q м3 /c

ут20

2530

3550

6080

140

160

180

200

220

210

250

320

400

500

360

500

600

n об

/мин

2910

3640

4370

5100

2910

3495

4660

2910

3330

3740

4160

4570

2910

3470

4430

3640

4550

2910

3640

4365

Тип

сбор

кико

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мпко

мппа

кет

комп

комп

габа

рит 5

АСт

упен

ь 10

0 м3 /с

ут.

КПд

= 69

% (Л

вм)

Ступ

ень

165

м3 /сут

. КП

д =

65%

(Пм

)Ст

упен

ь 20

0 м3 /с

ут.

КПд

= 65

% (П

м)

Ступ

ень

280

м3 /сут

. КП

д =

67%

(Лвм

)Ст

упен

ь 32

0 м3 /с

ут.

КПд

= 70

% (Л

вм)

Ступ

ень

410

м3 /сут

. КП

д =

73%

(Лвм

)Ст

упен

ь 50

0 м3 /с

ут.

КПд

= 70

% (Л

вм)

Q м3 /c

ут10

012

514

016

018

020

022

525

028

022

532

040

028

050

041

060

070

080

0n

об/м

ин29

1036

4040

7046

6031

7535

3039

7044

1049

4032

7546

6058

2029

1045

5029

1043

7040

8046

60Ти

п сб

орки

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

плав

/па

кет

комп

комп

комп

комп

комп

габа

рит 7

АСт

упен

ь 30

0 м3 /с

ут.

КПд

= 67

% (П

м)

Ступ

ень

500

м3 /сут

. КП

д =

70%

(Пм

)Ст

упен

ь 65

0м3 /с

ут.

КПд=

69%

(Лвм

)Ст

упен

ь 75

0м3 /с

ут.

КПд

= 78

% (Л

вм)

Ступ

ень

1000

м3 /с

ут.

КПд

= 73

% (Л

вм)

Ступ

ень

1600

м3 /с

ут.

КПд

= 79

% (Л

вм)

Ступ

ень

2250

м3 /с

ут.

КПд

= 70

% (Л

вм)

Q м3 /c

ут30

032

036

040

050

060

070

070

080

090

080

090

010

0012

5016

0018

0020

0022

0024

0022

50n

об/м

ин29

1031

1035

0038

8029

1035

0040

8031

4035

9040

3031

1035

0038

8036

4046

6032

7036

4040

0043

7029

10Ти

п сб

орки

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

комп

габа

рит 8

Ступ

ень

1600

м3 /с

ут.

КПд

= 76

% (Л

вм)

Ступ

ень

2000

м3 /с

ут.

КПд

= 75

% (Л

вм)

Ступ

ень

2500

м3 /с

ут.

КПд

= 74

% (Л

вм)

Q м3 /c

ут16

0018

0020

0022

0025

0030

00n

об/м

ин29

1032

8029

1032

0036

4035

00Ти

п сб

орки

комп

комп

комп

комп

комп

комп

При п

одбо

ре на

соса

необ

ходи

мо ру

ково

дство

ватьс

я сле

дующ

им:

исхо

дя из

треб

уемо

го га

бари

та и п

роиз

води

тельн

ости

, выб

ирае

тся ст

олбе

ц с на

ибол

ее по

дход

ящим

типо

разм

ером

ступ

ени.

В выб

ранн

ом ст

олбц

е ука

заны

: типо

разм

ер ст

упен

и, ра

боча

я час

тота

(обо

роты

, нео

бход

имые

для п

олуч

ения

заяв

ленн

ых ха

ракте

ристи

к) и т

ип сб

орки

насо

са, (

кото

рый п

роше

л сте

ндов

ые ис

пытан

ия на

наде

жнос

ть пр

и зад

анны

х обо

ротах

). В з

агол

овке

стол

бца,

выде

ленн

ым си

ним

цвето

м, ук

азан

номи

нал с

тупен

и, т.е

. про

изво

дител

ьнос

ть сту

пени

при ч

асто

те вр

ащен

ия ва

ла 29

10 об

/мин

, за и

склю

чени

ем ст

упен

и 3-4

0 (но

мина

л ступ

ени п

риве

ден д

ля ча

стоты

вращ

ения

вала

2850

об/

мин)

. Ниж

е заг

олов

ка ра

спис

аны

типо

разм

еры

ступе

ней,

кото

рые м

ожно

полу

чить

путем

раск

ручи

вани

я на п

овыш

енно

й час

тоте

вращ

ения

и ко

торы

е про

шли с

тендо

вые и

спыт

ания

на на

дежн

ость.

Напр

имер

, нео

бход

им эн

ерго

эффе

ктивн

ый на

сос 5

габа

рита,

прои

звод

ител

ьнос

тью 60

м3 /с

ут.Вы

бира

ем 5-

60, 3

490 о

б/ми

н, ти

п сбо

рки «

пак»

.Эт

о озн

ачае

т, что

прои

звод

ител

ьнос

ть сту

пени

5-50

при ч

асто

те вр

ащен

ия 34

90 об

/мин

буде

т сос

тавля

ть 60

м3 /с

ут.«п

ак» -

озна

чает

паке

тную

схем

у сбо

рки и

что и

менн

о пак

етная

схем

а сбо

рки п

риме

нима

при д

анно

й час

тоте

вращ

ения

.Ес

ли в

столб

це ук

азан

ы дв

а тип

а сбо

рки,

напр

имер

, «пл

» и «п

ак» т

о это

озна

чает,

что п

лава

ющая

и па

кетн

ая сх

емы

сбор

ки пр

имен

има д

ля да

нной

часто

ты вр

ащен

ия, в

ыбра

нног

о габ

арит

а и пр

оизв

одит

ельн

ости

и за

казч

ик вп

раве

выби

рать

то ил

и ино

е исп

олне

ние.

ПРОДУКЦИЯ60 61АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017

ПРОДУКЦИЯ

гАзоСеПАРАТоРЫ, гАзоСеПАРАТоРЫ-дИСПеРгАТоРЫ, дИСПеРгАТоРЫ, гАзоСТАБИЛИзАТоР

наименование диапазон подач, м3/сут наименование диапазон подач,

м3/сут

газосепаратор

гн2А-100 10…100

диспергатор

дн3-40 10…50гн4-250 15…250 дн5-250 15…250гн5-200 25…200 дн5А-250 15…350гн5А-350 25...350 дн5А-700 70...800гн5А-500 70...500

газостабилизатор

гСн2А-80 10...135гн7А-750 200…750 гСн3-100 10…145

газосепаратор– диспергатор

гдн5-200 25…200 гСн5-200 15…250гСн5А-225 25…320

гдн5А-350 25…350 гСн5А-700 200...700

фИЛьТРЫ входнЫе ЩеЛевЫе

наименование диаметр вала,мм

наружныйдиаметр, мм

макс. пропускная способность, м3/сут Тонкость фильтрации, мкм

фвЩ3-2

17 81

44

100

фвЩ3-3 66фвЩ3-4 88фвЩ3-5(3+2) 110фвЩ3-6(3+3) 132фвЩ3-7(3+4) 154фвЩ5-3

20 92

75фвЩ5-4 100фвЩ5-5 120фвЩ5-6 145фвЩ5-7(3+4) 175фвЩ5-8(4+4) 200фвЩ5-9(4+5) 220фвЩ5-10(5+5) 240фвЩ5-11(5+6) 265фвЩ5-12(6+6) 290фвЩ5А-3

22 103

80фвЩ5А-4 105фвЩ5А-5 130фвЩ5А-6 160фвЩ5А-7(3+4) 185фвЩ5А-8(4+4) 210фвЩ5А-9(4+5) 235фвЩ5А-10(5+5) 260фвЩ5А-11(5+6) 290фвЩ5А-12(6+6) 320фвЩ3-2

17 81

67

200

фвЩ3-3 101фвЩ3-4 132фвЩ3-5(3+2) 168фвЩ3-6(3+3) 202фвЩ3-7(3+4) 233фвЩ5-3

20 92

115фвЩ5-4 150фвЩ5-5 180фвЩ5-6 220фвЩ5-7(3+4) 265фвЩ5-8(4+4) 300фвЩ5-9(4+5) 330фвЩ5-10(5+5) 360фвЩ5-11(5+6) 400фвЩ5-12(6+6) 440фвЩ5А-3

22 103

120фвЩ5А-4 160фвЩ5А-5 200фвЩ5А-6 240фвЩ5А-7(3+4) 280фвЩ5А-8(4+4) 320фвЩ5А-9(4+5) 360фвЩ5А-10(5+5) 400фвЩ5А-11(5+6) 440фвЩ5А-12(6+6) 480

СЕРВИСНЫЕ УСЛУГИ ПРОКАТ НЕФТЕПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СУПЕРВАЙЗИНГСЕРВИСНЫЕ УСЛУГИ ПРОКАТ НЕФТЕПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СУПЕРВАЙЗИНГ

Сервисное сопровождение нефтепромыслового оборудования: – сервис УЭЦН – сервис ППД

Инновационные решения в сфере механизированной добычи нефти УЭЦН:

Комплексное решение задачи по снижению себестоимости добычи нефти за счет: – увеличения наработки – увеличения добычи – снижения энергопотребления

Разработка, внедрение и обслуживание оборудования для особо сложных условий эксплуатации

Выполнение работ за рамками стандартных договоров на обслуживание (изоляция негерметич-ности колонны, исследование скважин, химический анализ проб пластовой жидкости)

РОССИЯ, 614065, ПЕРМЬ, ШОССЕ КОСМОНАВТОВ, 395ТЕЛ: (342) 294 60 83E-MAIL: [email protected], WWW.NOVOMET.RU

ООО «НОВОМЕТ-СЕРВИС»

Сервисные центры РФ и СНГ:• ОП «Новомет-Ноябрьск»• ОП «Новомет-Нефтеюганск»• ОП «Новомет-Нижневартовск»• ОП «Новомет-Стрежевой»• ОП «Новомет-Юг»• ТОО «Новомет-Казахстан»• Филиал ООО «Новомет-Сервис» в Азербайджанской Республике

Сервисные центры РФ и СНГ:• ОП «Новомет-Ноябрьск»• ОП «Новомет-Нефтеюганск»• ОП «Новомет-Нижневартовск»• ОП «Новомет-Стрежевой»• ОП «Новомет-Юг»• ТОО «Новомет-Казахстан»• Филиал ООО «Новомет-Сервис» в Азербайджанской Республике

Сервисное сопровождение нефтепромыслового оборудования: – сервис УЭЦН – сервис ППД

Инновационные решения в сфере механизированной добычи нефти УЭЦН:

Комплексное решение задачи по снижению себестоимости добычи нефти за счет: – увеличения наработки – увеличения добычи – снижения энергопотребления

Разработка, внедрение и обслуживание оборудования для особо сложных условий эксплуатации

Выполнение работ за рамками стандартных договоров на обслуживание (изоляция негерметич-ности колонны, исследование скважин, химический анализ проб пластовой жидкости)

ООО «НОВОМЕТ-СЕРВИС»

62 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | № 20 | СЕНТяБРь 2017

Documents

ˆˇ˛˘˙ ˝ ˘ ˝ ˚ ˝ ˘ ˘ˆ ˛ ˚ ˝˘ ˝ ˘˛ ˘ - Novomet...Опыт компании «Новомет» наглядно демонстрирует это. В первой