Большая энциклопедия нефти и газа. Обзор насосного оборудования для нефтедобывающей отрасли

Публичное акционерное общество «Сумский завод насосного и энергетического машиностроения «Насосэнергомаш» с 2004 г. входит в структуру вертикально-интегрированного международного холдинга ОАО «Группа ГМС».

Компании, входящие в Группу ГМС, имеют богатую историю в техническом обеспечении многих отраслей промышленности, таких как водоснабжение и коммунальные услуги, нефть и газ, ядерная и тепловая энергетика, металлургическая и горная промышленность, химическая промышленность и ряд других. Передовые исследования и разработки, обширный анализ процессов, а также плотное сотрудничество непосредственно с заказчиком позволяют компании быть лидером на рынках России и СНГ, а также осваивать международный рынок.

АО «Сумский завод «Насосэнергомаш» – одно из крупнейших предприятий Группы ГМС, имеет более чем шестидесятилетний опыт производства нефтяных насосов для нефтяной отрасли (магистральные насосы, бустерные насосы, насосы внутрипарковой перекачки, насосы откачки утечек). За долгие годы успешной деятельности на данном сегменте рынка предприятием произведено и поставлено более 7 тысяч насосов, причем, каждая модернизированная версия насосного оборудования соответствовала наиболее прогрессивным техническим требованиям своего времени.

Учитывая требования современного рынка, специалистами дирекции НИОКР Группы ГМС совместно с АО «ВНИИАЭН» и научно-техническим центром АО «Сумский завод «Насосэнергомаш» разработаны как новые модели насосного оборудования, расширяющие существующие параметрические ряды соответствующего функционального назначения, так и новые самостоятельные параметрические ряды.

Так, в номенклатуре АО «Сумский завод «Насосэнергомаш» появилось новое нефтяное насосное оборудование:

• бустерные горизонтальные насосы типа НГПН-М 1250-160, НГПН-М 2500-160 и НГПН-М 360078 в дополнение к существующему ряду насосов типа НГПН-М 3600-120;
• магистральные насосы НМ 1700-300 в дополнение к существующему ряду насосов НМ 2.1;
• новый типоразмерный ряд насосов вертикальных бустерных типа НМВ.

Данные насосы предназначены для перекачивания нефти и нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам. Функциональное назначение: бустерные насосы для обеспечения бескавитационной работы главных магистральных насосов, насосы внутрипарковой перекачки, полнонапорные насосы для непосредственной закачки нефти в магистральные нефтепроводы.

Подтвердившаяся востребованность поставок подпорных насосов именно в горизонтальном исполнении (особенно в случаях, когда обеспечение мест для установки вертикальных насосов затруднительно), а также успешный опыт изготовления горизонтальных подпорных насосов НГПН-М 3600-120 с широким параметрическим рядом сменных роторов, позволил АО “Сумский завод “Насосэнергомаш” совместно с Дирекцией НИОКР и ОАО “ВНИИАЭН” приступить к освоению новых позиций для расширения существующего типоразмерного ряда.

Изготовление агрегатов НГПН-М 1250-160 для "Заполярье-Пурпе"

Насосы типа НГПН-М – центробежные, горизонтальные, спирального типа, одноступенчатые с предвключенными колесами, с осевым разъемом корпуса, с двусторонним подводом перекачиваемой среды к рабочему колесу, межопорный (колеса расположены между подшипниковыми опорами). Применение предвключенных колес повышает кавитационные качества насоса.

Радиальные нагрузки от ротора воспринимаются опорными подшипниками качения с автономной кольцевой смазкой. Для восприятия остаточного осевого усилия ротора используется сдвоенный радиально-упорный подшипник качения.

В качестве концевых уплотнений вала применены одинарные торцовые уплотнения с дополнительным (резервным) уплотнением со стороны атмосферы. Для очистки затворной нефти, подводимой с нагнетания в камеры торцовых уплотнений, от механических примесей, используются гидроциклонные сепараторы.

Насосы данной серии предназначены для перекачивания нефти и нефтепродуктов (дизельное топливо, автомобильный бензин, топливо для реактивных двигателей) по магистральным нефте дам. Насосы могут применяться в качестве бустерных насосов для обеспечения бескавитационной работы главных магистральных насосов, в качестве насосов внутрипарковой перекачки и в качестве полнонапорных насосов для непосредственной закачки нефти (нефтепродуктов) в магистральные нефтепроводы.

В настоящее время все чаще для проектирования объектов тепловой, атомной энергетики, а также нефтеперерабатывающей отрасли в странах постсоветского пространства привлекаются зарубежные проектные организации. Кроме того, все чаще отечественные проектные организации в своей работе руководствуются международными отраслевыми стандартами. В данных условиях АО “Сумский завод “Насосэнергомаш” совместно с Группой ГМС уже несколько лет проводит планомерную работу по адаптации существующей номенклатуры к требованиям современных международных стандартов и созданию нового оборудования, в полном соответствии с международными стандартами.

Так, при создании типоразмерного ряда вертикальных подпорных насосов типа НМВ одним из основных требований стало соответствие стандарту API 610 (11-ое издание).

Насосы НМВ – центробежные, вертикальные, двухкорпусные (“can-type”), секционного типа, многоступенчатые, с центробежной первой ступенью, концевым уплотнением торцового типа. Входной и напорный патрубки насоса расположены горизонтально на одной плоскости и направлены в противоположные стороны (“in-line”). Конструктивная схема – рис., VS6 – согласно классификации API 610.

Опорами ротора являются:

Насосы, предназначенные для перекачивания нефти и нефтепродуктов, используются в технологических процессах нефтедобычи: при буровых работах, откачке пластовых вод из скважин и закачке пластовой жидкости в скважину. Эти насосы подразделяются на три группы. Отдельные типы насосов используются на этапе перекачивания нефти по промысловым и магистральным нефтепроводам.

Буровые насосы представляют собой, как правило, поршневые и плунжерные насосы, используемые для нагнетания жидких сред (глинистых, цементных, солевых растворов). Эти насосы применяются при промывочно-продавочных работах и цементировании нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения и капитального ремонта, а также для нагнетания жидкости в пласт для интенсификации добычи нефти.

Среди поршневых и плунжерных насосов буровые насосы являются наиболее мощными, что определяет способ регулирования подачи посредством коробки передач, используемой в конструкции этих насосов. Регулирование подачи осуществляется ступенчато. Конструкция отдельных насосов предусматривает возможность изменения подачи за счет применения сменных деталей гидроблока (гильз и поршней разных диаметров). Буровые насосы, являясь насосами объемного типа, обладают свойством самовсасывания, но в описательной таблице традиционно указывается принятая характеристика всасывающей способности этой группы насосов – допускаемая вакуумметрическая высота всасывания.

Насосы для откачки пластовой жидкости из скважины, как указано выше, подразделяются на скважинные центробежные, скважинные винтовые и штанговые. Центробежные и винтовые скважинные погружные насосные агрегаты входят в состав установок, которые помимо агрегатов содержат кабельные линии и наземное электрооборудование. Агрегат и кабельная линия опускаются в скважину на насосно-компрессорных трубах. В наземное оборудование входит трансформаторная подстанция и пуско-регулирующая аппаратура. Скважинные штанговые насосы выпускаются в соответствии с требованиями стандарта американского нефтяного института (спецификация II АХ).

Насосы для закачки пластовой жидкости в скважину представлены группой поверхностных и скважинных насосов. Рассматриваемые поверхностные насосы – это горизонтальные центробежные секционные многоступенчатые насосы типа ЦНС. В эту группу насосов входят также и буровые насосы. Скважинные погружные насосные агрегаты типа ЭЦП для закачки жидкости в пласт конструктивно представляют собой аналог насосных агрегатов для откачки жидкости из скважин. Для закачки жидкости также применяются скважинные насосные агрегаты полупогружного типа ЭЦНА, у которых электродвигатель устанавливается на поверхности в устье скважины.

Компании–производители насосного оборудования

ОАО «Ливенского производственного объединения гидравлических машин» («ливгидромаш»)
Крупнейший поставщик насосного оборудования для нефтедобывающей, нефтехимической, судостроительной промышленностей, энергетических, коммунальных предприятий, агропромышленного комплекса и других ведущих отраслей народного хозяйства России. Предприятие работает с 1947 г. и производит более 300 типоразмеров насосов.

C 2005 г. ОАО «Ливгидромаш» входит в состав Инвестиционно-промышленной группы (ИПГ) «Гидравлические машины и системы», объединяющей ведущих производителей насосов и насосного оборудования. Продукция предприятий ИПГ реализуется через единое торговое подразделение Группы – ЗАО «Гидромашсервис», а также широкую дилерскую сеть компании. Компания обладает разветвленной сервисной сетью – более 20 сервисных центров в России и странах СНГ.

В настоящее время на рынке насосного оборудования ОАО «Ливгидромаш» является одним из крупнейших машиностроительных предприятий, производящих насосы и комплектующие. На территории России и СНГ основными потребителями продукции являются предприятия городского хозяйства, нефте- и газодобывающие компании, металлургические комбинаты, атомные и тепловые станции. Для нефтяной промышленности ОАО «Ливгидромаш» производит центробежные нефтяные насосы (НД, ЦН), погружные насосы (ЭЦНМ, ЭВН), а также широкую номенклатуру различных типов насосов для нефтепродуктов;

ОАО «Эна»

Создано на базе Щелковского насосного завода, является одним из ведущих российских производителей насосного оборудования. Продукция широко известна на российском рынке и за рубежом. ОАО «ЭНА» – действительный член Российской ассоциации производителей насосов (РАПН).

Предприятие выпускает более 250 наименований, свыше 780 типоразмеров центробежных насосов промышленного назначения из чугуна, сталей, в том числе из нержавеющих, цветных металлов и пластмассы. Насосы для нефтехимической промышленности: горизонтальные консольные электронасосы – АХ, Х; моноблочные химические насосы – ХМ, ХМЕ; полупогружные электронасосные агрегаты – ХП, ТХИ, ХИО, ХВС, АХП, АХПО, НВ; аппараты для нефтяной и газовой промышленности – АНГ; насосы герметичные с магнитным приводом – ХГ, ХГЕ; центробежные насосы для аммиака – АНМ, АНМЕ;

ЗАО НПО «Гидромаш» / ЗАО «Катайский насосный завод»

Единственный правопреемник основанного в 1931 г. Всесоюзного научно-исследовательского института гидромашиностроения – ВИГМ, (впоследствии – ВНИИгидромаш), разработавшего 80% всех насосов в России и странах СНГ. ОАО «НПО Гидромаш» продолжает разрабатывать и изготавливать насосы для различных отраслей народного хозяйства: от атомной энергетики и космической техники до коммунальных систем. Предприятие имеет собственную производственную базу (ЗАО «Катайский насосный завод») с уникальным оборудованием, позволяющим производить сложное насосное оборудование, два конструкторских бюро – специальных и энергетических насосов, научно-исследовательскую лабораторию, стенды для испытаний всей номенклатуры выпускаемого насосного оборудования.

АО «Катайский насосный завод» является ведущим производителем центробежных горизонтальных насосов для химической и нефтехимической промышленности, металлургии, топливно-энергетического комплекса, целлюлозно-бумажной отрасли, жилищно-коммунального хозяйства, сельского хозяйства, мелиорации и других отраслей народного хозяйства, предназначенных для перекачивания чистой воды, конденсата, светлых нефтепродуктов, перегретой воды, сжиженных газов, сточных масс, морской и пресной воды, химически активных и нейтральных жидкостей, для подачи воды в бытовых условиях, а также запасных частей к ним. Завод поддерживает устойчивые связи с 40 странами. Имеет широкую дилерскую сеть.

Экспортные поставки насосного оборудования составляют 20% (включая страны СНГ) от общих поставок. Завод принят в члены Российской ассоциации производителей насосов, которая представляет интересы всех своих членов в Европейской ассоциации производителей насосов «EUROPUMPS»;

ОАО «Ливенский завод погружных насосов «Ливнынасос»

Специализируется на производстве электронасосных агрегатов типа «ЭЦВ» с погружным электродвигателем, предназначенных для подачи воды из артезианских скважин городского, промышленного, сельскохозяйственного водоснабжения, орошения и понижения уровня грунтовых вод. С 1996 г. ОАО «Ливнынасос» является членом Российской ассоциации производителей насосов (РАПН) и обеспечивает около 50% потребности насосов в России. Кроме России, насосы реализовываются во все страны ближнего зарубежья.

В середине 2005 г. заводом освоено и сертифицировано Госстандартом России 126 типоразмеров насосов. По состоянию на 1 августа 2005 г. на заводе изготовлено более 360 тыс. единиц различного насосного оборудования. В 2006 г. ОАО «Ливнынасос» в ходе консолидации основных предприятий–производителей насосного оборудования в рамках группы «Гидравлические машины и системы»;

ЗАО НПО «Уралгидропром»

Является одним из ведущих производителей насосов в России и СНГ. Сферы применения насосного оборудования: химическая, предприятия коммунального хозяйства, нефтяная, горнорудная, строительная, металлургическая. Дилерская сеть компании охватывает большинство регионов России, Белоруссии, Украины;

ОАО «Волгограднефтемаш»

Является одним из ведущих производителей оборудования для газовой, нефтяной и нефтехимической отраслей промышленности. В 1991 г. предприятие вошло в состав ОАО «Газпром». В настоящее время ОАО «Волгограднефтемаш» объединяет Волгоградский завод нефтяного машиностроения им. Петрова (г.Волгоград) и Котельниковский арматурный завод (г. Котельниково Волгоградской обл.).

Технологическим оборудованием, изготовленным Обществом, оснащены все газодобывающие и газотранспортные предприятия Газпрома, нефтеперерабатывающие заводы крупных нефтяных компаний, газопроводы, газоконденсатные и нефтяные месторождения от Крайнего Севера до Средней Азии. Насосы центробежные нефтяные и агрегаты насосные на их базе предназначены для перекачивания нефти, сжиженных углеводородных газов и нефтепродуктов. Типы выпускаемых насосов: ТКА (консольные), НКВ и НК (консольные), НТ (двухопорные), ТКАм (герметичные, до + 1000 С), С5/140Т;

ФГУП «Турбонасос»

Научно-производственное предприятие, включающее в себя конструкторский, производственный и экспериментальный комплексы, связанные между собой общим производственно-технологическим циклом. В настоящее время Федеральным космическим агентством за ФГУП «ТУРБОНАСОС» закреплены разработка, изготовление, испытания и сервисное обслуживание насосов, турбин и энергетических систем для базовых отраслей промышленности. Потребителями продукции являются предприятия нефтегазодобывающей, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, химической, металлургической, горнообогатительной и других отраслей народного хозяйства РФ;

ОАО «Завод лопастных гидравлических машин»

(ОАО «ЛГМ», до 1991 г. – Московский насосный завод им. М. И. Калинина, Моснасосмаш – одно из старейших в России предприятий по производству насосного оборудования с богатым опытом производства высококачественных насосов, применяющихся в различных отраслях промышленности: судостроительной, химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей, энергетической, металлургической, в том числе для перекачки сжиженных газов (криогенные насосы), в системах коммунального водоснабжения и других отраслях;

ОАО «Уралгидромаш»

Производитель гидравлических машин, энергетического, химического и нефтепромыслового оборудования, специализирующийся на проектировании и изготовлении осевых, диагональных, центробежных, погружных насосов и насосов специального назначения для химической, горнодобывающей, металлургической, нефтяной, судостроительной промышленности, магистральных каналов и трубопроводов, тепловых и атомных электростанций, систем технического и бытового водоснабжения, мелиорации, орошения, канализации и других отраслей, а также проектировании и изготовлении гидравлических турбин малой и средней мощности;

РОСГИДРОМАШ

Производитель и поставщик насосного оборудования, электродвигателей и генераторов самого различного назначения. В номенклатуре поставляемой продукции насосы для перекачивания воды и других жидкостей, в том числе агрессивных, нефти и нефтепродуктов, пара и конденсата, а также электродвигатели общепромышленного и специального назначения.

Росгидромаш также является дилером «ВИПОМ» АД, «Владимирского электромоторного завода», ЗАО «Торговый Дом – КЭМ», Ясногорского машиностроительного завода, Бавленского завода ОАО «Электродвигатель», Баранчинского электромеханического завода;

ЗАО «Талнах»

Ассоциация производственных предприятий «ТАЛНАХ» успешно работает на рынках России и стран Содружества с 1994 г. В 2006 г. на базе ассоциации промышленных предприятий Талнах была организована Группа Флюидбизнес (Fluidbusiness Group). В группу вошли высококлассные специалисты в области гидравлики и технологического оборудования для промышленных процессов. Основная сфера деятельности группы – подбор, поставка и обслуживание импортного оборудования корпорации ITT. Ассортимент насосной продукции корпорации весьма широк и представлен следующими основными брендами: ITT Flygt AB (Швеция), ITT AC (США), ITT Vogel (Австрия), ITT Goulds (США), ITT Well Point (Италия) и др.

«Талнах» объединяет 11 предприятий, специализирующихся на разработке, проектировании и производстве насосного оборудования, запасных частей к насосам, систем химической водоочистки, гидродинамической очистки и т. п. В их числе: ЗАО ДНС (Дозировочные насосы и системы), ЗАО НПО «Гидравлические технологии», ЗАО НПО «Центробежные насосы» и другие предприятия.

Заводы–производители нефтепромыслового оборудования

Производственная компания «Борец»

Производит всю линейку погружного нефтедобывающего оборудования и предоставляет сервисные услуги по его ремонту, контролю и обслуживанию. Завод «Борец» стал первым предприятием в России, наладившим серийное производство погружных насосов для добычи нефти. В настоящее время завод «Борец» производит широкий спектр нефтепромыслового и компрессорного оборудования: полнокомплектные установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), насосы типов ЭЦНД, ЭЦНМИК, ЭЦНМ, ЭЦН, ЭЦНДП, IIЭЦН, ЛЭЦНД, ЛЭЦНМ секционные насосы, установки поддержания пластового давления (ППД), винтовые и поршневые компрессорные установки, компрессорные станции, установки нагнетания газов (серии УНГ и УНГА).

ПК «Борец» владеет 19 компаниями на территории России. Основными дочерними компаниями ПК «Борец» являются Лебедянский машиностроительный завод (производство погружных центробежных насосов для добычи нефти, газосепараторов и струйных насосов), Курганский кабельный завод (производство термостойкого силового кабеля для погружных электронасосов), сервисная компания «Борец», Лысьвенский завод нефтяного машиностроения.

Также в структуру компании входит ООО «Лемаз», которое является одним из ведущих российских производителей погружных центробежных насосов для добычи нефти. Разрабатывает и изготавливает также центробежные насосы для перекачки нефтепродуктов, поршневые и плунжерные насосы различного типа и назначения, в том числе для атомной энергетики и специального судостроения.

По данным холдинга, доля ПК «Борец» на рынке нефтедобывающего оборудования и сервисных услуг (вместе с дочерними компаниями) составит около 21,5%. Московский завод «Борец» по отдельным видам оборудования для нефтедобычи занимает до 50% российского рынка.

Одна из ведущих американских компаний по производству и обслуживанию нефтепромыслового оборудования Weatherford International приобрела долю (менее трети) в российской группе «Борец»;

ОАО «Ижнефтемаш»

Одно из самых крупных специализированных российских предприятий, выпускающих нефтепромысловое оборудование. ОАО «Ижнефтемаш» выпускает более 40 наименований оборудования. Буровые насосы малой и средней мощности, автоматические стационарные буровые ключи, цементировочные и смесительные установки для цементирования скважин, станки-качалки и глубинные штанговые насосы для добычи нефти механизированным способом, трубные гидравлические ключи для свинчивания–развинчивания труб при ремонте скважин и многое другое.

Завод располагает мощным технологическим потенциалом. Номенклатура производимой продукции включает:

• оборудование для добычи нефти,
• оборудование для цементирования скважин,
• ключи буровые стационарные,
• насосы буровые и насосные агрегаты,
• оборудование для ремонта скважин,
• технологическое нефтепромысловое оборудование;

ЗАО «Электон»

Уже 16 лет предлагает свои решения и продукцию в сфере нефтедобычи на территории СНГ. Специализируется на производстве станций управления и сопутствующих приборов и оборудования для погружных электродвигателей (ПЭД) серии «ЭЛЕКТОН», предназначенных для работы в составе установок электро-центробежных насосов для добычи нефти, штанговых глубинных насосных установок, закачки пластовых вод, водозаборов и т.д. Доля потребления станций управления ПЭД ЭЛЕКТОН из общего числа закупленных нефтяными компаниями в 2008 г. составила более 60%. ЗАО «ЭЛЕКТОН» имеет более 30 патентов на производимое оборудование, включая контакторы, погружную телеметрию и станции управления ПЭД. Освоен выпуск разработанного в ЗАО «ЭЛЕКТОН» погружного нефтепромыслового оборудования: вставного винтового насоса для добычи высоковязкой нефти, пусковых муфт для запуска погружных центробежных и винтовых электронасосов и другого оборудования;

ОАО «Нефтемаш»

Специализируется на выпуске нефтепромыслового оборудования в блочно-комплектном исполнении. В номенклатуру производимой продукции входит более 90 видов оборудования:

• оборудование для замера дебита продукции нефтяных скважин,
• оборудование для системы ППД,
• насосные станции. Установки дозирования реагентов,
• оборудование для очистки воды,
• оборудование противопожарного назначения,
• оборудование для подготовки нефти, газа и воды,
• здания административно-бытового и электротехнического оборудования,
• опросные листы для заказа оборудования;

ОАО «Алнас»

Входит в состав компании «Римера» – нефтесервисного дивизиона Группы ЧТПЗ, оказывающего услуги по разведке и обустройству месторождений, а также проектированию и строительству трубопроводов. «Римера» объединяет сервисные активы Группы ЧТПЗ – ведущие предприятияпроизводители комплектующих для строительства трубопроводов, сеть сервисных центров, расположенных в крупнейших нефтедобывающих регионах России. Компания также имеет представительства в Казахстане, Азербайджане, Украине, Узбекистане.

Управление активами Группы ЧТПЗ осуществляет компания ARKLEY CAPITAL. В августе 2008г. «Римера», представляющая нефтесервисный дивизион Группы ЧТПЗ, приобрела 24,765% голосующих акций ведущего предприятия отечественного нефтяного машиностроения – ОАО «Ижнефтемаш»;

ООО «Ритэк-итц» и компания «NETZSCH»

Создано совместное российско-немецкое предприятие ООО «РН – комплексное насосное оборудование», которое разрабатывает, производит и поставляет принципиально новую установку для добычи высоковязкой нефти. Эта установка включает погружные винтовые насосы «NETZSCH» и специальные приводы для них, разработанные ООО «РИТЭК-ИТЦ» (например, безредукторный низкооборотный высокомоментный регулируемый электропривод погружного винтового насоса для УЭВН).

ОАО «РИТЭК» входит в структуру добывающих предприятий вертикально-интегрированной нефтяной компании ОАО «ЛУКОЙЛ» и относится к группе средних российских нефтедобывающих компаний, занимая лидирующие позиции по основным показателям в своей группе;

ЗАО «Новомет-Пермь»

Первой продукцией были ступени центробежных насосов для добычи нефти. В 1997 г. был разработан новый тип ступени – центробежно-вихревой, а с 1998 г. начат выпуск серийных центробежновихревых насосов, ориентированных на добычу нефти в осложненных условиях, что позволило создать производство по выпуску 1 млн ступеней и 2000 насосов в год.

Сегодня «НОВОМЕТ» выпускает погружные полнокомплектные установки для добычи нефти, установки ППД и стенды для тестирования этого оборудования; оказывает сервисные услуги по подбору и изготовлению оборудования к конкретным скважинам; предоставляет оборудование на условиях суткопроката; выполняет текущий и капитальный ремонт погружного оборудования; оказывает исследовательские и экспертные услуги в области материаловедения, триботехники и гидрогазоди-намики.

Значительный вклад в общую координацию подотрасли сегодня вносит Российская ассоциация производителей насосов (РАПН). Являясь с 1992 г. членом аналогичной европейской ассоциации EUROPUMP, РАПН взаимодействует с ней по вопросам интеграции в соответствии с условиями рынка.

Производители нефтепромыслового насосного оборудования из стран СНГ

ОАО «Бобруйский машиностроительный завод»

Крупнейший в СНГ производитель центробежных насосов. Выпускаемое заводом насосное оборудование по своему предназначению подразделяется на пять основных групп – насосы для нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов (нефтяные насосы типа НК, НПС, НСД), для высокоабразивных гидросмесей (грунтовые, песковые), для чистой воды (водяные), сточных жидкостей (сточномассные, фекальные) и бумажной массы (массные).
Является членом Российской ассоциации производителей насосов (РАПН), в составе которой входит в Европейскую ассоциацию производителей насосов (EUROPUMP). География рынков сбыта: СНГ, Европа, Центральная и Юго-Восточная Азия, Ближний Восток и Африка.

ОАО «Сумское НПО им. Фрунзе»

Основано в 1896 г. В настоящее время является одним из ведущих в Европе машиностроительных комплексов по выпуску оборудования для нефтяной, газовой и химической промышленности и поставляет свою продукцию в более чем 40 стран мира.
Экспорт является основой производственной программы предприятия; постоянно расширяется номенклатура выпускаемого оборудования, объем и география поставок. Cреди партнеров предприятия ведущие позиции занимают по традиции страны СНГ – Россия, Туркменистан, Узбекистан, Казахстан, Азербайджан, Беларусь, Украина, а в числе стран дальнего зарубежья – Иран, Турция, Болгария, Китай, Индия, США, Италия, Аргентина и многие другие.

Для нефтяной промышленности предприятие поставляет в Россию установки для ремонта и освоения скважин АК-60, глиноотделители и модернизированные насосы типа ЦНС для поддержания давления при добыче нефти. Всего предприятием было изготовлено свыше 10 000 штук насосов типа ЦНС.

ОАО «Сумский завод «Насосэнергомаш»

Крупнейшее в Украине и СНГ предприятие, специализирующееся на производстве насосного оборудования. Производит центробежные насосы для различных промышленных отраслей, в том числе нефтедобывающей; свободновихревые и вакуумные насосы для использования в сельском хозяйстве и промышленности. Предприятие входит в состав Инвестиционно-промышленной группы «Гидравлические машины и системы» – машиностроительный холдинг, обладающий самым мощным на территории СНГ научно-производственным комплексом в области разработки и производства насосного оборудования, силовых агрегатов и сложных гидравлических систем для различных отраслей промышленности, энергетики, трубопроводного транспорта, водного хозяйства и ЖКХ.

АОЗТ «Харьковмаш»

Специализируется в разработке новых технологий комплексного снабжения предприятий нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, гидро-и теплоэнергетики, коммунального хозяйства. Является учредителем НПП «Нефтегазовая техника», на производственной базе которого был освоен серийный выпуск нефтяных насосов типа НК и НКВ. Номенклатурный перечень нефтяных насосов полностью перекрывает модельный ряд насосов, выпускаемых в странах СНГ. Обще-ством освоено производство других типов насосов, а также производство различного котельно-вспомогательного оборудования.
В 2002 г. предприятие вошло в состав ОАО «Южно-Российская Промышленная Корпорация», что позволило значительно расширить круг потребителей оборудования за счет предприятий России, Туркменистана, Азербайджана, Узбекистана. Для нефтяной отрасли предприятие производит следующие типы нефтяных насосов: НК, НКВ, НПС, насосные агрегаты типа ЦН, ПЭ, нефтяные насосы Н и НД.

ООО «Южный завод гидравлических машин»

Специализируется на изготовлении насосного оборудования для всех отраслей народного хозяйства. Насосы завода «Южгидромаш» успешно работают в 49 странах ближнего и дальнего зарубежья – в странах Европы, Азии, Африки, Латинской Америки. Потребители: предприятия тепловой и атомной энергетики, металлургической, пищевой, химической и нефтеперерабатывающей промышленности, в мелиорации, водоснабжении и орошении, в системах водоотлива угольных шахт и метрополитенов, на малых котельных, в коммунальных хозяйствах, на приусадебных участках.

АО «Молдовахидромаш»

Является одним из самых крупных производителей насосов стран Восточной Европы. В пределах СНГ предприятие продолжает оставаться одним из главных производителей и проектировщиков химических, фекальных, морских, циркуляционных, специальных и других электронасосов. Выпускаемые насосы применяются на предприятиях химической промышленности, на нефтеперерабатывающих предприятиях, в металлургической промышленности и в других отраслях. Основной продукцией предприятия являются центробежные герметичные взрывозащищённые электронасосы.

АО «Хидропомпа»

Выпуск электронасосов типа ЭЦВ, ЭЦВ ХТрГ, ЭЦВ ХТр, ЦМПВ и ОМПВ, ЦМФ, Торент, Фармек, Грэдинарул, Асватик.

ОАО «Бугульминский электронасосный завод»

Производство и ремонт электроцентробежных насосов (ЭЦН).

Объем Российского рынка насосного оборудования для нефтегазовой промышленности

Производство насосного оборудования является подотраслью машиностроения, но выполняет главным образом сопутствующую функцию длядругих отраслей промышленности. Насос является одним из основных структурных элементов инфраструктуры таких отраслей, как нефтедобыча, нефтепереработка, транспортировка нефти, энергетика, водное хозяйство, ЖКХ и химическое машиностроение. Выполнение роли сопутствующего производства обуславливает зависимость динамики производства насосов от состояния вышеназванных отраслей промышленности.

В настоящее время на постсоветском пространстве насосы выпускают более 200 предприятий, в том числе непосредственно в России – 147 предприятий. Для сравнения: в 1990 г. в СССР насосы выпускало 78 предприятий, 52 из них – на территории РФ.

По данным отчетов компаний «Ливгидромаш» и «Ливнынасос», за последние пять лет сколько-либо значимых изменений по основным составляющим рынка производства и продажи насосного оборудования (все виды насосов) не произошло. На протяжении периода 2001–2004 гг. объем производства насосов в России оставался постоянным на уровне 5,5 млн насосов в год (все виды насосов). Соотношение импортной и отечественной продукции, реализуемой в стране, в течение рассматриваемого периода сохранялось неизменным – около 60% против 40% в пользу отечественного производителя. В 2005 г. наметилась тенденция к оживлению рынка насосного оборудования. Так, общий рост производства в 2005–2007 гг. составил в зависимости от сектора 10–17% от уровня 2004 г. В 2007 г. рост производства насосов составил 15,4% от уровня 2006 г.

Прогнозируемые на 2008 г. объемы продаж насосного оборудования показывают достаточно высокие темпы роста – до 15% в год. Прогнозируется плавный рост, обусловленный проявлением отложенного спроса и потребностью в оборудовании, обеспечивающем реализацию более сложных производственных и инфраструктурных проектов. Отложенный спрос определен значительным износом парка насосов, доходящим в некоторых компаниях до 90%.

В сегменте погружных насосов (включая насосы в установках ЭЦН), по оценкам участников рынка, потребность нефтяной промышленности составила 22650 тыс. единиц в 2007 г. Объемы производства отечественных компаний в этом сегменте составили:

• Борец – 8 тыс. единиц, доля 36%,
• Новомет – 3 тыс. единиц, доля 11%,
• Алнас – 2 тыс. единиц, доля 8%,
• Алмаз – 1,4 тыс. единиц, доля 6%.

В нефтедобывающей отрасли России, стран СНГ и во всем мире дебит скважин для добычи нефти имеет тенденцию к снижению. При дебите скважин 2 -:- 20 м3/сут. применение центробежных насосов нецелесообразно, поэтому применяются глубинные штанговые насосы со станками-качалками. Штанговые глубинные насосы в России выпускают в основном следующие заводы: ОАО «Ижнефтемаш», ЗАО «Пермская компания нефтяного машиностроения» (ЗАО «ПКНМ») и ОАО «ЭЛКАМ – Нефтемаш» г. Пермь.

Некоторые эксперты отмечают тенденцию снижения спроса на штанговые насосы. Так как штанговые насосы имеют ряд недостатков, в России и США ведутся работы по разработке электрогидроприводных диафрагменных насосов, обладающих большим напором до 3 000 м и подачей до 25 м3/сут. В России ООО «РАМ» разработан и проходит испытания указанный насос (ЭГПДН), а в США фирма «Smit Lift» произвела и испытала в 2005 г. экспериментальную партию двухдиафрагменных насосов с напором 720 м и подачей до 25 м3/сут.

ОАО «Ливгидромаш» проводит испытания двухдиафрагменных насосов с приводом от штанги со станкомкачалкой, что приводит к ограничению по напорной характеристике.

Ввиду увеличения количества (до 20%) простаивающих малодебитных скважин и расположенных в труднодоступных районах, где добыча нефти штанговыми глубинными насосами становится убыточной, применение электрогидроприводных диафрагменных насосов является перспективным высокотехнологичным направлением.

Кроме того, благодаря инертности диафрагм к агрессивной пластовой жидкости, диафрагменные насосы находят применение для ее перекачки в созданном ОАО «ЭЛКАМ – Нефтемаш» дожимном насосе производительностью 450 м2/сут. и напором 4 -:- 6 МПа, а также в разработанной в ООО «РАМ» установке высокого давления 25 МПа и производительности 600 -:- 800 м2/сут. для системы поддержания пластового давления непосредственно на кустовых площадках. Диафрагменные насосы имеют высокий КПД (не менее 60%) и при модульном исполнении позволяют дистанционное регулирование производительности и напора.

Объем рынка для добывающих диафрагменных насосов как в России, так и за рубежом, может составлять не менее 50% от фонда действующих скважин и не менее 50% от используемых насосов в системе поддержания пластового давления перекачивающих насосов. Помимо указанных преимуществ, диафрагменные насосы могут найти применение при добычи вязкой нефти, нефти с большим содержанием техпримесей и с больших глубин (свыше 3000 м) в случае финансирования разработчиков со стороны государства или нефтяных компаний.

Так как основным узлом диафрагменных насосов является автономный закрытый гидропривод с применением объемных маслонасосов, необходима кооперация заводов, производящих комплектующие узлы гидропривода, с машиностроительными заводами, выпускающими диафрагменные насосы. В России начинают осваивать производство диафрагменных насосов нового поколения ФГУП «Турбонасос», ЗАО «ПОТЭК» и ОАО «ЭЛКАМ – Нефтемаш».

В сегменте винтовых насосов потребность нефтяной промышленности составила 1500 шт. в 2007 г., основные игроки-производители в этом сегменте – Борец, Ливгидромаш, Электон, Ритек.

По данным ОАО «Ливгидромаш», в сегменте насосов для нефти и нефтепродуктов (НДв, НДС) доли компаний ОАО «Бобруйский машиностроительный завод» и ОАО «Волгограднефтемаш» составляют по 5% рынка.

По официальным данным Росстата, отмечается стабильный рост производства насосов различных типов (не только для нефтяной промышленности). При этом наибольшая часть приходится на центробежные насосы (37–38% от общего объема производимых насосов). Значительную долю в общем объеме производства насосов в РФ составляют насосы центробежные артезианские и погружные насосы (10–12%). Общее количество производимых насосов всех типов (включая насосы для воды и бытовые насосы) увеличилось с 610,3 тыс. в 2004 году до 738,8 тыс. единиц в 2006 г.

Нефтедобывающая отрасль, как важнейшая составляющая топливноэнергетического комплекса России, является базовой основой национальной экономики страны. Достигнутые в России темпы прироста нефтедобычи за последние годы были одними из самых высоких в мире. Возрастающий мировой спрос на нефть является для отечественных компаний важным стимулом к активному развитию, наращиванию нефтедобывающих мощностей, вводу новых месторождений.

Важнейшими показателями спроса на насосное оборудование в нефтяной промышленности являются: эксплуатационное и разведочное бурение, ввод в эксплуатацию новых скважин, положительная динамика добычи нефти.

По оценкам участников, рынок нефтегазового оборудования в 2008–2009 г. будет расти на 20–30% в год, при этом увеличится интерес к высокотехнологичному оборудованию со стороны потребителей.

Торговые инженеринговые компании

Среди компаний, не занимающихся производством насосного оборудования, но оказывающих услуги по его продаже (посредники, дилеры), можно выделить компании «Росэнергоплан», «ПромСнабКомплект», «Агроводком», «Энергомашсистема», «Гидромашсер-вис», «НПО Кондиционер», ЗАО «Вентиляция, водоснабжение, теплоснабжение» («ВВТ»), «Электрогидромаш», ПИК «Энерготраст», «Центральная насосная компания», «Энергопром» и другие.

Еще один сегмент – компании, осуществляющие полный цикл работ: проектирование, конструирование, производство/поставка, монтаж, наладка, сервис нефтепромыслового оборудования. К этому сегменту можно отнести такие компании, как Baker Hughes, «Алнас», «Электон», ОАО «РИТЭК», «Гидромашсервис», «Новомет», «Газэнергокомплект», «Промышленные силовые машины», «Шлюмберже».

Существуют также сервисные компании, не занимающиеся производством или продажей оборудования, но оказывающие полный спектр проектных и сервисных работ.

По данным экспертов, объем рынка сервисных услуг в 2007 г. вырос в 1,5 раза по сравнению с 2006 годом и составил порядка 400 млн долл. Положительная динамика роста сегмента сервисных услуг сохранится. По оценкам некоторых экспертов, объем этого сегмента составит к 2015 г. порядка 900 млн долл. Интересно, что рынок сервисных услуг растет быстрее рынка продаж самого оборудования, что связано с развитием технологий и повышением требований к качественному обслуживанию современного оборудования.

Развитию сервисных услуг также способствует тенденция вывода скважин из обслуживания собственными подразделениями нефтяных компаний и передача обслуживания независимым сервисным компаниям (в настоящее время общий фонд скважин составляет 76300 единиц, из которых пока только 28600 обслуживают внешние сервисные компании, с которыми уже сотрудничают такие компании, как BP, Лукойл, Юкос и другие).

Зарубежные производители насосного оборудования

Длительное время фирмы дальнего зарубежья интенсивно работают на отечественном рынке. Предваряя обзор номенклатуры основных зарубежных фирм, активно действующих на российском рынке, можно отметить наиболее общие признаки, характери-зующие оборудование иностранных фирм.
1. Широкие границы параметрических областей работы насосов, в ряде случаев перекрывающие границы параметров работы отечественных насосов.

2. Широкий диапазон вариантов конструктивного выполнения насосов для разных условий эксплуатации. Следует особо отметить группу многоступенчатых вертикальных насосов, практически отсутствующих в номенклатуре отечественных производителей.

3. Высокое качество материалов, применяемых при производстве насосов. Номенклатура применяемых инофирмами материалов практически совпадает с номенклатурой материалов, применяемых в отечественном насосостроении, однако импортные материалы и литье по качеству выше отечественных.

4. Широкий выбор комплектаций насосов разнообразными элементами автоматики, измерительными приборами и пускозащитными устройствами, трубопроводной арматурой и другими видами комплектующих.

5. Расширяется перечень фирм, предлагающих потребителю агрегаты со встроенными частотными регуляторами числа оборотов электродвигателя, управляемыми дистанционно оператором или системой автоматики.

В настоящее время на российском рынке насосов, использующихся в нефтяной промышленности, наиболее активную коммерческую деятельность ведут следующие компании:

• Reda (Schlumberger) Электрические погружные насосы
• Baker Hughes (подразделение Centrilift)погружные электровинтовые насосы LIFTEQ; винтовые насосы со штанговым приводом; горизонтальные насосные системы
• Wood group (англия) Многоступенчатые центробежные насосы компании
• Weatherford (сша) Штанговые винтовые насосы Электроцентробежные погружные насосы
• «Vipom» (болгария, аО «виПОМ») Насосы серии «ДВ» С колесом двустороннего входа Насосы серии «Е» Консольные, консольные моноблочные Насосы серии «E-ISO» Консольные, консольные моноблочные Насосы серии «КЕМ» Консольные моноблочные Насосы серии «МТР» Многоступенчатые Насосы серии «12ЕСГ» Самовсасывающие
• «NETZSCH» (германия, ООО «нетч Пампс рус») Одновинтовые насосы NETZSCH – Дозирование реагентов Горизонтальные насосы NETZSCH – Системы ППД Горизонтальные насосы NETZSCH – Опорожнения автоцистерн Мультифазные насосы – Внутрипромысловая перекачка Погружные винтовые насосные установки
• «вornemann» (германия) Ротационные насосы высокого давления «LEISTRITZ» (германия). Винтовые насосы Многофазные насосы

Насосы Centrilift занимают около 4% в общем объеме продаж насосов для нефтяной промышленности (вместе с сервисными услугами доля Baker Hughes составляет 9%), а Wood group имеет долю около 2% рынка (вместе с сервисными услугами – 4%).

По данным экспертов–участников рынка нефтепромыслового оборудования, в 2007 г. объем рынка насосов для нефтяной промышленности (не включая сервисные услуги) составил порядка 800 млн долл., а 2006 г. этот показатель был равен 750 млн долл. Прогнозное значение объема рынка в 2015 г. – 1,1 млрд долл.

Ценообразование на отчественном рынке насосов

Цены насосов для нефтедобывающей отрасли определяются не только общими факторами (себестоимость, сроки поставки и цены конкурентов), но и многими дополнительными конъюнктурными факторами, в т.ч. мировыми ценами на нефть. Средняя цена насоса для добычи нефти в 2007 г. составила 36700 долл. за установку (отечественного производства). Импортная продукция в 1,5–2 раза дороже.

Отклонение технических характеристик насосов от номинальных величин и низкие показатели качества не только существенно снижают цену насоса, но иногда вынуждают производственнокоммерческие фирмы отказываться от приобретения предлагаемого оборудования. Последнее связано со стремлением фирм сохранить свою репутацию на рынке, а также сократить расходы по предпродажной подготовке.

Цену изделия на отечественном насосном рынке определяют следующие основные факторы:

• монополизм изготовителя;
• качество изделия;
• место агрегатирования и предпродажной подготовки.

Помимо этого на цены насосного оборудования влияет и ряд других факторов, которые могут оказаться весьма существенными: обеспечение гарантийных обязательств, приобретение оборудования после длительного складского хранения (отличительной особенностью отечественного рынка насосного оборудования является наличие большого количества насосов, длительно находящихся на складе; для реализации такого оборудования с гарантией надежности необходимо производить основательную предпродажную подготовку, которая обычно заключается в разборке агрегатов, замене подшипниковых узлов и узлов уплотнений, замене деталей, входящих в ЗиП, замене электродвигателей, а также в покраске и консервации, в результате цены этих насосов на рынке ниже заводских цен на 35–50%), влияние транспортных издержек.

Тенденции Российского рынка насосного оборудования для нефтяной промышленности

В настоящее время российский рынок насосов для нефтяной промышленности можно охарактеризовать следующими тенденциями.

• Уверенное развитие нефтяной промышленности объясняет растущий спрос на сложные комплексные насосные системы, требующие индивидуальных инжиниринговых решений, и определяет тенденцию перехода от узлового потребления к комплектному, при котором сотрудничество предполагает не только поставку оборудования, но и его установку, обслуживание и «вывод на режим».
• Интеллектуализация процесса управления и обслуживания насосных систем, создание «интеллектуальных скважин», которые успешно функционируют на Ближнем Востоке, в РФ существуют на уровне пилотных проектов; в перспективе – создание «ин-теллектуальных месторождений».
• Отставание материально-технической базы по сравнению с зарубежными фирмами – лидерами насосного производства, что выражается в том, что импорт растет быстрее собственного производства, происходит активизация иностранных конкурентов.
• Более низкая себестоимость продукции отечественного производства по сравнению с иностранными аналогами.
• Высокий моральный и физический износ насосного оборудования;
• Ужесточение требований со стороны потребителей к техническим характеристикам насосов, увеличение сроков службы оборудования и наработки на отказ.
• Учитывая снижение дебита нефтедобывающих скважин в России, доля которых в общем объеме составляет до 50%, растет интерес к новым высокотехнологичным насосам для малодебитных скважин.
• Консолидация производителей насосного оборудования с целью успешного развития рынка отечественного оборудования – крупные игроки, занимающие существенную долю рынка, в состоянии вкладывать средства в обновление основных фондов и расширение производства.

Из анализа изменения структуры выпуска насосного оборудования можно сделать общий вывод о заметном увеличении доли сложных и дорогих насосов. Закупаемое отечественными нефтяниками импортное погружное оборудование служило и служит катализатором быстрого становления российских машиностроительных компаний нефтегазового сектора, их технического роста – генеральный директор ЗАО «Новомет-Пермь» Перельман Олег Михайлович. Проявляется положительные тенденции в сотрудничестве нефтяников и производителей.

Нефтяные компании, оценив усилия по улучшению качества и надежности погружного оборудования, приглашают отечественных машиностроителей участвовать наравне с иностранными фирмами в тендерах на поставку сложного и высокопроизводительного насосного оборудования.

Насосы, предназначенные для перекачивания нефти и нефтепродуктов, используются в технологических процессах нефтедобычи: при буровых работах, откачке пластовых вод из скважин и закачке пластовой жидкости в скважину. Эти насосы подразделяются на три группы. Отдельные типы насосов используются на этапе перекачивания нефти по промысловым и магистральным нефтепроводам." />

Нефтяные центробежные насосы, рассчитанные на работу в условиях возможного образования взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом, применяют в технологических установках нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств для перекачиваемой нефти, сжиженных углеводородных газов, нефтепродуктов и других жидкостей, сходных с указанными по физическим свойствам (плотности, вязкости и др.) и коррозионному воздействию на материал деталей насосов. Максимальное содержание твердых взвешенных частиц в перекачиваемой жидкости не должно превышать 0,2%, а их размеры - 0,2 мм.

Насосы изготавливают следующих типов: К - консольные горизонтальные одно- и двухступенчатые; С - горизонтальные секционные межопорные с осевым разъемом корпуса; СД - горизонтальные секционные межопорные двухкорпусные; ВМ - вертикальные, встраиваемые в трубопровод.

В зависимости от температуры перекачиваемой среды для из­готовления деталей проточной части насоса используют ту или иную сталь (табл. 9).

Таблица 9

Условное давление корпуса р у - один из параметров, опреде­ляющий соответствие выбранного насоса конкретным условиям экс­плуатации, на которое рассчитаны корпусные детали насоса (табл. 10), при этом давление на входе в насос не должно превышать: для насосов типов К, С, СД - 2,5 МПа, для насосов типа ВМ - 1,0 МПа.

Таблица 10

Примечание: Сталь, из которой изготовлены детали проточной части: С – углеродистая; Х – хромистая; М – малоникелевая; Н – никельсодержащая.

Рабочее давление на выходе из насоса не должно превышать Р У К, где К - коэффициент, определяемый по графику (рис. 28), за­висящий от материала корпусных деталей и температуры перекачи­ваемой жидкости.

В местах выхода вала из корпуса насоса устанавливают саль­никовые (с подводом или без подвода затворной жидкости) или торцовые одинарные или двойные уплотнения, взаимозаменяемые по присоединительным и посадочным размерам для насоса каждой марки.

Маркировка уплотнения вала:

сальниковое охлаждаемое - СО;

сальниковое охлаждаемое с подачей затворнвй жидкости - СГ;

торцовое одинарное с проточной циркуляцией перекачиваемой насосами жидкости - ОП;

торцовое одинарное с самостоятельным контуром циркуляции перекачиваемой насосом жидкости - ОК;

торцовое одинарное с самостоятельным контуром циркуляции перекачиваемой насосом жидкости и теплообменным устройством ва­ла насоса - ОТ;

двойное торцовое с контуром циркуляции затворной жидкости в теплообменным устройством вала насоса - ДТ;

двойное торцовое с контуром циркуляции затворной жидко­сти – ДК.

Для охлаждения масла в подшипниках и узлах уплотнения ва­ла используют жидкость (пресную воду или антифриз), подаваемую по вспомогательным трубопроводам в полости в соответствующих деталях насоса. В качестве затворной жидкости для сальникового уплотнения или двойного торцового уплотнения применяют мине­ральные масла: индустриальное 20, турбинное 22, трансформаторное и другие вязкостью 10-30 мм 2 /с (при 59°С). Подвод и отвод зат­ворной жидкости также осуществляется по вспомогательным тру­бопроводам, собираемым в зависимости от условий работы насоса по одной из типовых схем (рис. 29).

Расход охлаждающей и затворной жидкости для насосов типа НК показан в табл. 11.

Насосы типа К , предназначенные для работы в системах Промыслового сбора и транспорта нефти, выпускают в специаль­ном исполнении с охлаждением узлов и деталей перекачиваемой жидкостью.

Основные технические характеристики насосав типа К для пере­качиваемой среды плотностью1000 кг/м 3 и вязкостью 0,01 см 2 /с приведены в табл. 12.

Одноступенчатые насосы с подачей до 250 м 3 /ч изготовляют с рабочим колесом одностороннего входа, насосы с подачей свыше 250 м 3 /ч -с рабочим колесом двустороннего входа.

К

аждый насос может быть изготовлен с рабочими колесами одного из четырех размеров выходного, диаметра: номинального (ва­риант а) и обточенных (варианты а, в и г), обеспечивающих соответствующие характеристики Q-H.

Рис. 29 Принципиальная гидравлическая схема насоса с уплотнением типа ДК:

1, 3и 6 – вентиль соответственно запорный, запорный игольчатый и игольчатый; 2 – сосуд разделительный; 4 – манометр; 5 – аккумулятор пружинно-гидравлический; 7 – указатель подачи; трубопроводы: I – охлаждающей жидкости; II – дренажа; III – запорной (уплотнительной) жидкости; IV – передача импульса.

Корпус насоса, отливаемый заодно с опорными лапами, вход­ным и выходными патрубками, устанавливают на стойках фунда­ментной плиты. Опорные поверхности лап расположены в горизон­тальной плоскости, проходящей через ось вала. Крышку подсоеди­няют к корпусу со стороны привода, стык между фланцами крышки и корпуса герметизируют спирально навитой прокладкой.

Вал устанавливают на двух опорах - шариковых подшипниках, смонтированных в подшипниковом кронштейне, который опорной лапой присоединен к фундаментной плите, а фланцем - к крышке корпуса. Подшипниковая опора со стороны привода состоит из двух радиально-упорных подшипников, воспринимающих осевое и радиаль­ные усилия. Между этими подшипниками устанавливают комплек­товочные шайбы, создающие предварительный натяг в подшипниках. Внутренние кольца подшипников от осевого перемещения закрепля­ют с помощью шайбы и гайки, которые одновременно крепят полу­муфты зубчатой муфты и распорную втулку. Другая подшипниковая опора вала (два радиальных шариковых подшипника) предусмот­рена для восприятия радиальных усилий.

Таблица 11

Насосы с приводом монтируют на общей фундаментной плите. Валы их соединяются с помощью зубчатой муфты с промежуточ­ным валом. При этом длина промежуточного вала позволяет разби­рать насос без демонтажа его корпуса, электродвигателя, входного и выходного трубопровода. Зубчатая муфта имеет ограждение, которое крепится к фундаментной раме болтами.

Насосы типа К выпускают с направляющим аппаратом или со спиральным корпусом.

Направляющий аппарат - разборный, состоит из четырех частей. Размещен он в кольцевой расточке корпуса. Если насос выпол­нен со спиральным корпусом, для уравновешивания радиальных сил, действующих на ротор, спиральный отвод выполнен двойным.

Насосы типа С и СД . Секционные межопорные насосы подразделены на два типа: НС - нефтяные секционные и НСД - нефтяные секционные двухкорпусные (рис. 32). Основные техниче­ские характеристики насосов этого типа для перекачиваемой среды плотностью 1000 кг/м 3 и вязкостью 0,01 см 2 /с приведены в табл. 15.

Примечание: Частота вращения вала насосов типов НК35/50 – НК1000/320 составляют 2950 мин -1 , наосов типов НК1000/50 – НК1600/80 – 1475 мин -1 .

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200‑3400 м). ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1. Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

1.1 Станки-качалки

Станок-качалка (рис.2), является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 2). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Рис. 2. Станок-качалка типа СКД:

1 – подвеска устьевого штока; 2 ‑ балансир с опорой; 3 ‑ стойка; 4 ‑ шатун; 5 ‑ кривошип; 6 ‑ редуктор; 7 ‑ ведомый шкив; 8 ‑ ремень; 9 ‑ электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 ‑ ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 ‑ канатная подвеска

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 1) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка "РОУДРАНЕР" фирмы "ЛАФКИН".

1.2 Производительность насоса

Теоретическая производительность ШСН равна

, м 3 /сут.,

Где 1440 - число минут в сутках;

D - диаметр плунжера наружный;

L - длина хода плунжера;

n - число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача Q всегда < Qt.

Отношение

, называется коэффициентом подачи, тогда Q = Q t a n , где a n изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть a n >1. Работа насоса считается нормальной, если a n =0,6¸0,8.

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами

a n =a g ×a ус ×a н ×a уm ,

где коэффициенты:

a g - деформации штанг и труб;

a ус - усадки жидкости;

a н - степени наполнения насоса жидкостью;

a уm - утечки жидкости.

где a g =S пл /S , S пл - длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S - длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

DS=DS ш +DS т,

Где DS - деформация общая; S - деформация штанг; DS т - деформация труб.

где b - объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

- газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить a н. Коэффициент утечек

где g yт - расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); a yт - величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы

, (1.1.)

T - полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина - износ плунжерной пары, то Т означает полный, возможный срок службы насоса); m - показатель степени параболы, обычно равный двум; t - фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса.

Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

, (1.2.)

где t p - продолжительность ремонта скважины; B p ‑ стоимость предупредительного ремонта; B э - затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая B p .

Подставив t мопт вместо t в формулу (1.1.), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом a nопт.

Если текущий коэффициент подачи a nопт станет равным оптимальному a nопт (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит

.

Анализ показывает, что при B p /(B э ×T)<0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15¸20%, а при очень больших значениях B p /(B э ×T) она приближается к 50%.

Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

1.3 Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока. Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: "Не включать, работают люди". На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический". Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт. Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС - 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье. Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ - 4310СК.

2. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ

В УШСН наиболее ответственное и слабое звено-колонна насосных штанг - проводник энергии от привода, расположенного на поверхности.

В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по трубопроводу (НКТ).

2.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м 3 /сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое.

Установка (рис. 3) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы - 5; 5А и 6:

Установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

Установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

Установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм.

Рис. 3. Установка погружного центробежного насоса:

1 – оборудование устья скважин; 2 ‑ пункт подключательный выносной; 3 ‑ трансформаторная комплексная подстанция; 4 – клапан спускной; 5 ‑ клапан обратный; 6 ‑ модуль‑головка; 7 – кабель; 8 ‑ модуль‑секция; 9 – модуль насосный газосепараторный; 10 – модуль исходный; 11 – протектор; 12 ‑ электродвигатель; 13 ‑ система термоманометрическая.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6¸8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140°С). Пример шифра установок - УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК - установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 - группа насоса; 125 - подача, м 3 /сут; 1300 - развиваемый напор, м вод. ст. На рис. 9 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.

Насосы также подразделяют на три условные группы - 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 5¸92 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.

Модуль-секция насоса (рис. 4) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колес - 3 и направляющих аппаратов - 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13. Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижних, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400-1000 мм. Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа "нирезист". Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку "НЖ" для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку "М".

Рис. 4. Модуль‑секция насос: 1 – корпус; 2 – вал; 3‑ колесо рабочее; 4 ‑ аппарат направляющий; 5 ‑ подшипник верхний; 6 ‑ подшипник нижний; 7 ‑ опора осевая верхняя; 8 ‑ головка; 9 – основание; 10 – ребро; 11, 12, 13 ‑ кольца резиновые

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор (рис. 5).

Рис. 5. Газосепаратор: 1 – головка; 2 – переводник; 3 – сепаратор; 4 – корпус; 5 – вал; 6 – решетка; 7 ‑ направляющий аппарат; 8 – рабочее колесо; 9 – шнек; 10 – подшипник; 11 ‑ основание

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250¸500 м 3 /сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рис. 6) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530¸2300 В, номинальный ток 26¸122,5 А.

Рис. 6. Электродвигатель серии ПЭДУ: 1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 – головка; 4 – пятка; 5 – подпятник; 6 ‑ крышка кабельного ввода; 7 – пробка; 8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор; 11 – фильтр; 12 – основание

Гидрозащита (рис. 7) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Рис. 7. Гидрозащита: а – открытого типа; б – закрытого типа;А – верхняя камера; Б – нижняя камера;1 – головка; 2 – торцевое уплотнение; 3 – верхний ниппель; 4 – корпус; 5 – средний ниппель; 6 – вал; 7 – нижний ниппель; 8 – основание; 9 ‑ соединительная трубка; 10 – диафрагма

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см 3 , не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя - маслом МА‑ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий - гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125¸250 кВт, масса 53¸59 кг.

Система термоманометрическая ТМС - 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105 о С.

Масса общая 10,2 кг (см. рис. 3).

В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.

2.2 Установки погружных винтовых электронасосов

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости повышенной вязкости (до 1×10 3 м 2 /с) температурой 70 о С, с содержанием механических примесей не более 0,4 г/л, свободного газа на приеме насоса - не более 50% по объему.

Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из насоса, электродвигателя с гидрозащитой, комплектного устройства, токоподводящего кабеля с муфтой кабельного ввода. В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м 3 /сут входит еще и трансформатор, так как двигатели этих установок выполнены соответственно на напряжение 700 и 1000 В.

Установки выпускаются для скважин с условным диаметром колонны обсадных труб 146 мм.

С учетом температуры в скважине установки изготавливают в трех модификациях:

для температуры 30 о С (А);

для температуры 30¸50 о С (Б);

для температуры 50¸70 о С (В, Г).

Рис. 8. Установки погружного винтового сдвоенного электронасоса: 1 – трансформатор; 2 – комплектное устройство; 3 ‑ пояс крепления кабелей; 4 ‑ насосно‑компрессорная труба; 5 – винтовой насос; 6 – кабельный ввод; 7 – электродвигатель с гидрозащитой

В обозначении установок в зависимости от температуры добываемой жидкости введены буквы А, Б и В (Г). Например, УЭВН5‑16-1200А или УЭВН5‑200-900В.

Все установки комплектуют погружными двигателями типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51.

Приводом винтовых насосов служит электродвигатель трехфазный, асинхронный, короткозамкнутый, четырехполюсный, погружной, маслонаполненный. Исполнение двигателя вертикальное, со свободным концом вала, направленным вверх.

Гидрозащита предохраняет его внутреннюю полость от попадания пластовой жидкости, а также компенсирует температурные изменения объема и расхода масла при работе двигателя. С помощью гидрозащиты осуществляется выравнивание двигателя с давлением в скважине на уровне его подвески.

Внутренняя полость двигателей заполнена специальным маслом высокой диэлектрической прочности.

Установки обеспечивают подачу от 16 до 200 м 3 /сут, давление 9¸12МПа; КПД погружного агрегата составляет 38¸50%; мощность электродвигателя 5,5, 22 и 32 кВт; масса погружного агрегата 341¸713 кг; частота вращения - 1500 мин -1 .

2.3 Установки погружных диафрагменных электронасосов

Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.

Примечания:

1. Значения показателей указаны при перекачивании воды плотностью 1000 кг/м 3 температурой 45°С при напряжении сети 380 В и частоте тока в сети 50 Гц.

2. Эксплуатация при давлении на выходе насоса, превышающем номинальное значение, не допускается.

Изготовитель: Машиностроительный завод им. Сардарова, г. Баку.

Электронасос (рис. 9 насос и электродвигатель в одном корпусе) содержит асинхронный четырехполюсный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и пружиной для возврата плунжера. Муфта кабеля соединяется с токовводом.

Рис. 9. Погружной диафрагменный электронасос:1 – токоввод; 2 – нагнетательный клапан; 3 – всасывающий клапан; 4 – диафрагма; 5 – пружина; 6 – плунжерный насос; 7 – эксцентриковый привод; 8 – конический редуктор; 9 – электродвигатель; 10 - компенсатор

Установки обеспечивают подачу от 4 до 16 м 3 , давление 6,5¸17 МПа, КПД 35-40%, мощность электродвигателя 2,2¸2,85 кВт; частота вращения электродвигателя - 1500 мин -1 , масса от 1377 до 2715 кг.

2.4 Арматура устьевая

скважинный насос нефть газолифтный

Для герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными, винтовыми и диафрагменными электронасосами, применяют устьевую арматуру типа АУЭ-65/50-14 или устьевое оборудование типа ОУЭ‑65/50‑14. Арматура типа АУЭ-65/ 50-14 состоит из корпуса, трубной подвески, отборника давления с пробоотборником, угловых вентилей, перепускного клапана и быстросборного соединения (рис. 10).

Рис. 10. Устьевая арматура типа АУЭ: 1 - перепускной клапан; 2 - манжета; 3 - уплотнение кабеля; 4 ‑ пробковый кран; 5 ‑ патрубок; 6 - зажимная гайка; 7 ‑ трубная подвеска; 8 - корпус; 9,12,13 - угловые вентили; 10 ‑ отборник проб, 11 - быстросъемное соединение

2.5 Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН)

Современные УГН позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м 3 /сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды.

Установки гидропоршневых насосов - блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Откачиваемая жидкость кинематической вязкостью не более 15×10 -6 м2/с (15×10 -2 Ст) с содержанием механических примесей не более 0,1 г/л, сероводорода не более 0,01 г/л и попутной воды не более 99%. Наличие свободного газа на приеме гидропоршневого насосного агрегата не допускается. Температура откачиваемой жидкости в месте подвески агрегата не выше 120 о С.

Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм.

Гидропоршневая насосная установка (рис. 11) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения.

Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.

При необходимости подъема насоса изменяется направление нагнетания рабочей жидкости - её подают в кольцевое пространство. Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости с рабочей и т.д.

Рис. 11. Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки:а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос; 5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубоопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I - рабочая жидкость; II - добываемая жидкость; III - смесь отработанной и добытой жидкости

2.6 Струйные насосы

Струйно-насосная установка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти, состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП; погружное оборудование - струйный насос с посадочным узлом (рис. 12).

Струйные насосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокой прочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПД струйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем. Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикам электропогружного насоса.

Струйный насос (рис. 13) приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (лучше нефти или воды), нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в сложнейших условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т.д.).По данным НИПИ Гипроморнефтегаз срок службы струйного насоса в абразивной среде не менее 8 мес., теоретический отбор жидкости до 4000 м 3 /сут. максимальная глубина спуска - 5000 м, масса погружного насоса 10 кг.В 1971 г. Крецом В.Г. были обоснованы и предложены схемы струйных установок для целей испытания, освоения и эксплуатации нефтяных скважин (НИИ ВН при ТПУ). Тогда внедрены были струйные установки для откачки питьевой воды из скважин (разработанные под руководством В.С. Арбит и С.Я. Рябчикова).

Рис. 12. Струйно‑насосная установка:1 – струйный насос; 2 – ловитель; 3 – силовой насос; 4 ‑ сепаратор; 5 – продуктивный пласт

Рис. 13. Схема струйного насоса:1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - сопло; 3 ‑ каналы; 4 ‑ диффузор; 5 - входная часть насоса; 6 ‑ подпакерное пространство

2.7 Винтовые погружные насосы с приводом на устье скважины

На рис. 14 показана схема винтового насоса "фирмы "Гриффин". На устье скважины находится двигатель (газовый, электрический, гидравлический), который через редуктор вращает штанговую колонну и ротор винтового насоса по часовой стрелке. Винтовые насосы перспективны для применения при работе на нефтяных месторождениях.

Рис. 14. Схема винтового насоса фирмы "Гриффин"

3. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Системы газлифтной добычи зависят от источника рабочего агента:

а) используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы подготовка газа и его сжатие);

б) при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод, газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтную систему (отличается простотой);

в) применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего агента.

Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

Существует две основные разновидности газлифта - периодический и непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система).

Ниже приводится описание оборудования схемы закрытой установки типа ЛН (непрерывного газлифта кольцевой системы).

3.1 Газлифтная установка ЛН

Газлифтная установка ЛН (рис. 15) предназначена для добычи газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда - нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО 2 до 1% и механических примесей до 0,1 г/л.

Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования.

Установка включает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки.

Рис. 15. Газлифтная установка ЛН:

1 – фонтанная арматура; 2 – скважинная камера; 3 ‑ колонна насосно‑компрессорных труб; 4 – газлифтный клапан; 5 – пакер; 6 – приемный клапан; 7 – ниппель приемного клапана

В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами.

После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства в подъемные трубы.

Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении первого клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жидкости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки первого клапана уменьшается, и жидкость из затрубного пространства продолжает перетекать через нижние клапаны в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и обнажается второй клапан.

Так как давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второго клапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться и в момент обнажения третьего клапана закрывает второй.

Процесс продолжается до вступления в работу низшего рабочего клапана, когда газ поступает в подъемные трубы через рабочий клапан, а все вышерасположенные (пусковые) клапаны закрыты.

Работа скважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний клапан.

Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН рассчитаны на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования - 5000 м, температуру скважинной среды до 120°С и имеют массу от 185 до 585 кг.

Периодический газлифт осуществляется путем прерывной подачи агента в скважину, т.е. циклами.

Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер - своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальным зазором 1,5¸2,0 мм, чтобы уменьшить величину отекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизатор происходит закрытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство.

Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважины.

В других установках, например, при эксплуатации скважин гидропакерным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и после перемещения к устью скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ - 2,5¸4 мм. Дебит скважин - 1¸20 т/сут.

В настоящее время распространение установок периодического газлифта невелико.

Компания ООО "ЭНЦЕ инжиниринг", являясь инжиниринговым и сервисным центром компании ENCE GmbH / Швейцария, готова разработать и поставить по Вашему индивидуальному техническому заданию нефтяные насосы.

Общее описание

Данные агрегаты предназначены для работы с нефтью и нефтепродуктами: мазутом, сжиженными углеродными газами, водой с примесями, жидкостями высокого уровня вязкости и т.п. Такие насосы обеспечивают надежность и безопасность работ, а также эффективность процесса перекачивания.

Нефтяные насосные установки отличает от прочих агрегатов способность функционировать в особых условиях эксплуатации. Так, в процессе нефтепереработки на узлы и прочие элементы насоса оказывают воздействие такие вещества как углеводороды, а также широкий диапазон рабочих давлений и температур. Одним из специфических факторов работы данных агрегатов является высокий уровень вязкости перекачиваемого вещества (нефть до 2000 сСт).

Такие насосные установки производятся в различных климатических исполнениях, так как работают при самых разных погодных условиях (начиная от Северного моря и заканчивая ОАЭ, а также пустынями США).

Нефтяной насос должен быть достаточно мощным, так как в процессе перекачки и переработки нефти, агрегат поднимает ее со значительных глубин нефтяных скважин. На эксплуатационные характеристики скважин, в значительной степени, влияет вид энергии, который используется нефтяных оборудованием. Поэтому, определенный тип привода насосной установки, устанавливается с учетом условий эксплуатации.

Так, нефтяной насос может быть оснащен следующими типами приводов :

• механическим;
• электрическим;
• гидравлическим;
• пневматическим;
• термическим.

Электрический привод, при условии наличия электропитания, наиболее удобен и дает наиболее широкий диапазон характеристик в процессе перекачки нефти. В условиях, когда электропитание недоступно, нефтяные насосы могут оснащаться газотурбинными двигателями либо двигателями внутреннего сгорания. Пневматические приводы устанавливаются на центробежные нефтяные насосы в случаях, когда есть возможность использовать энергию природного газа (высокого давления), либо энергию попутного газа, что значительно повышает уровень рентабельности насосной установки.

Перекачиваемые жидкости. Примеры

Нефтяные насосы перекачивают нефть, нефтепродукты, нефтегазовые эмульсии, сжиженные газы, а также прочие вещества, которые обладают схожими характеристиками, неагрессивные жидкие среды, осадки.

Примеры нефтяных насосов для:

альфа-олефинов ароматических углеводородов (толуол, бензол) бензина АИ-76, АИ-92, АИ-95 бензина, бензиновых фракций бензина с водным раствором щелочи бензина тяжелого, нестабильного бензина бензола битума бурового раствора воды с осадком воды с содержанием сероводорода вязких жидкостей и сред газового бензина (пентан+гексан) газойля гидроочищенного бензина гудрона дизельного топлива жидкого топлива канализационных стоков керосина конденсата конденсата водяного пара ксилола кубовой жидкости легких бензиновых фракций мазута масла масла поглотительного масла термального мультифазные насосы нагнетания воды в нефтяной пласт поддержания пластового давления

насосы с магнитной муфтой нефти на магистральном нефтепроводе нефти и нефтепродуктов нефти очищенной нефти товарной нефтяных фракций, содержащих серную кислоту осветленной воды охлаждающей жидкости парафина питьевой воды пластовой воды промывной воды пропана пропилена прямогонных бензиновых фракций реактивного топлива сероводородного конденсата серы сжиженного газа сжиженных углеводородных газов (СУГ) смеси изобутанов сольвента, растворителей стабильного гидрогенизата стабильных дизельных фракций NZ сточных вод сырьевой смеси углеводородов термомасла технической воды толуола тяжелого и легкого риформата углеводородного конденсата углеводородов (нефтепродуктов) этана

На нефтедобывающих площадках насосные установки нагнетают промывочную жидкость в процессе бурения скважин, жидкость при промывочных работах во время капремонта, жидкие среды в пласт, обеспечивая интенсивность нефтедобычи. Кроме того, нефтяные насосы перекачивают разнообразные жидкие среды, которые не являются агрессивными (в том числе обводненную нефть).

Конструктивные особенности и типы:

К общим конструктивным особенностям всех нефтяных насосных установок, в первую очередь следует отнести:

• гидравлическая часть насосного агрегата;
• специфические материалы, которые обеспечивают возможность установки нефтяного насоса на открытых площадках вне помещения;
• торцевое уплотнение;
• защита электродвигателей от взрывов.

Нефтяная насосная установка с приводом монтируется на едином фундаменте. Торцевое уплотнение с системами промывки и подачи жидкости устанавливается между валом и корпусом насоса. Проточная часть агрегата выполняется из стали (углеродистой/хромистой/никельсодержащей).

Нефтяные насосные установки делятся на два основных вида: винтовые и центробежные.

Нефтяные винтовые насосные установки способны функционировать в более суровых условиях эксплуатации, чем центробежные. В связи с тем, что винтовые агрегаты перекачивают жидкости без контакта винтов, они способны работать с загрязненными веществами (сырая нефть, пульпа, шлам, рассол и т.п.), а также с веществами с высоким уровнем плотности.

Нефтяные винтовые насосы бывают одновинтовыми и двухвинтовыми, оба вида демонстрируют хорошую самовсасывающую способность, при этом создавая высокий уровень напора (более 100 метров) и давления (более 10 атм.).

Двухвинтовые насосы данного вида отлично справляются с вязкими жидкостями (битум, мазут, гудрон, нефтешлам и т.п.) даже в условиях изменения температуры окружающей среды. Так, данные агрегаты могут работать с веществами, температура которых составляет +450 °С, при этом нижний предел температуры окружающей среды может доходить до -60 °С. Двухвинтовые мультифазные насосы способны работать с загазованными жидкостями (уровень содержания до 90%).

Нефтяные винтовые насосы применяются также при разгрузке цистерн (автомобильных и железнодорожных), емкостей с кислотами, т.е. выполняют задачи, которые не могут выполнить нефтяные центробежные насосы.

Выделяют следующие виды нефтяных центробежных насосных установок:

• Консольные насосы могут быть оснащены упругой/жесткой муфтой. Существуют модификации без муфты. Такие насосы монтируются горизонтально/вертикально на лапах либо по центральной оси. Температура перекачиваемого вещества составляет не более 400°С.

Консольный одноступенчатый нефтяной насос оснащен рабочими колесами одностороннего хода. Данные агрегаты используются в процессе перекачки нефти, а также жидкостей с высокими температурами (до 200

• Двухопорные насосные установки бывают одноступенчатыми/двухступенчатыми/многоступенчатыми. Существуют модификации однокорпусные/двухкорпусные, а также одностороннего и двухстороннего всасывания. Температура перекачиваемого вещества составляет не более 200 С.
• Вертикальные полупогружные (или подвесные) насосы изготавливаются в однокорпусной или двухкорпусной модификации, с раздельным сливом или сливом, который осуществляется через колонну. Кроме того, такие агрегаты могут быть оснащены направляющим аппаратом или спиральным отводом.

Разделение типов центробежных нефтяных насосов, стандарт API 610

кликните на картинку для увеличения

Согласно уровню температуры перекачиваемой жидкости, нефтяные насосы можно разделить на следующие типы:

• для перекачки жидкостей при температуре 80°С (нефтяные полупогружные, нефтяные магистральные горизонтальные многоступенчатые секционные чугунные насосы, оснащенные рабочими колесами одностороннего входа, а также нефтяные горизонтальные одноступенчатые стальные насосы);
• для перекачки жидкостей при температуре 200°С (нефтяные консольные чугунные насосы, а также нефтяные горизонтальные многоступенчатые чугунные насосы);
• для перекачки жидкостей при температуре 400°С (нефтяные консольные стальные насосы, оснащенные рабочими колеса одностороннего/двустороннего действия).

В зависимости от уровня температуры перекачиваемого вещества, нефтяные насосы оснащаются одинарными уплотнениями (для уровня температуры не более 200°С) и двойными торцевыми уплотнениями (для уровня температуры не более 400°С).

В соответствии с областью применения насосных установок, агрегаты делятся на насосы, использующиеся в процессе добычи и транспортировке нефти, а также насосы, использующиеся в процессе подготовки и переработки нефти.

К первой группе относятся агрегаты, подающие нефть на автоматизированные групповые замерные установки, на центральный пункт сбора, в резервуары товарной нефти, на головную станцию магистрального нефтепровода, а также насосы, перекачивающие нефть на нефтеперерабатывающих заводах и агрегаты для дожимной станции. Вторая группа включает агрегаты для подачи нефти на сепараторы, центрифуги, теплообменники, в печь и колонны.

10.Масляное уплотнение
11.Датчик температуры

Основные детали насоса для перекачки нефтепродуктов (типа BB3) по стандарту API 610 10-е издание

Конструкция насосов:

1.корпус насоса
2.снижающая давление втулка
3.рубашка рабочего колеса
4.рабочее колесо с диффузором первой ступени
5.балансировочная диафрагма
6.крепежные шпильки
7.щелеве уплотнение диффузора
8.опорный болт
9.вал
10.уплотнение упорного болта
11.патрубок

Основные детали насоса для перекачки нефти

Конструкция насосов

1.корпус насоса
2.сменное кольцо
3.опора насоса
4.рабочее колесо
5.уплотнительный комплекс
6.уплотнение масляной камеры
7.вал
8.подшипники
9.Оребрение
10.корпус подшипников

Область применения

Нефтяные насосные агрегаты применяются в первую очередь в нефтехимических и нефтеперерабатывающих производствах. Помимо этого, насосы данного типа работают и в других областях, где осуществляется процесс перекачки нефти и нефтепродуктов, сжиженного углеводородного газа, а также других веществ, которые имеют сходные физические свойства с перечисленными веществами (показатель вязкости, веса, уровень коррозийного воздействия на материалы элементов насоса и т.п.).

Насосы, изготавливаемые в различных климатических исполнениях и различных категорий, предназначены для работы вне помещений и в помещениях, где по условиям работы возможно образование взрывоопасных газов, паров или смеси пыли с воздухом, и относящихся к различным категориям взрывоопасности.

Таким образом, нефтяные насосные установки работают:

• На предприятиях нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности;
• В составе систем подачи топлива ТЭЦ;
• Крупных котельных и газонаполнительных станциях;
• На прочих предприятиях, которые занимаются распределением или использованием нефтепродуктов во взрывоопасных условиях.
• Перекачка нефтепродуктов различного вида
• Магистральная перекачка сырой нефти
• Перекачка товарной нефти
• Перекачка газового конденсата
• Перекачка сжиженных газов
• Перекачка горячей воды на энергетических объектах
• Инжекция воды в пласт в системах ППД
• Перекачка химических реагентов
• Перекачка кислот и солевых растворов
• Перекачка взрывопожароопасных сред
• Закачка химических реагентов в пласт для лучшей отдачи нефти
• Перекачка различных химических сред на нефтегазовых объектах
• Перекачка питательной воды в системах парового отопления
• В бустерных системах
• В системах генерации давления

Инженеры всегда готовы проконсультировать или предоставить дополнительную техническую информацию по предлагаемым нефтяным насосам.

Головные Представительства в странах СНГ:
России