Мультифазные насосы

Зачем нужен мультифазный насос: проблема, которую он решает

Продукция нефтяной скважины — это не чистая нефть. На выходе из пласта всегда присутствует смесь: нефть, пластовая вода и попутный нефтяной газ (ПНГ) в разных пропорциях. На поздней стадии разработки месторождения обводнённость достигает 70–95%, а газовый фактор — сотен кубометров газа на кубометр нефти. Традиционная технология требует разделить эту смесь прямо на кустовой площадке: установить сепаратор, отдельный газопровод для ПНГ, насос для нефти и насос для пластовой воды. Для удалённых месторождений — это многокилометровая инфраструктура с высокими капитальными затратами.

Мультифазный насос снимает эту задачу. Он принимает сырую нефтеводогазовую смесь непосредственно с устьев скважин и транспортирует её по единому трубопроводу до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН) без разделения фаз на промысле. Газ при этом не сжигается — он транспортируется вместе с жидкостью и утилизируется на ЦППН. Снижение давления на устье скважины при подключении мультифазного насоса дополнительно увеличивает дебит — скважина «тянется» легче, когда противодавление на устье падает.

Экономика проекта меняется кардинально: вместо сепаратора, компрессора, трёх трубопроводов и трёх групп насосов — один мультифазный насосный агрегат и один трубопровод. На объектах с числом скважин от 5 и расстоянием до ЦППН от 10 км мультифазная технология окупается быстрее традиционной схемы подготовки нефти даже с учётом более высокой стоимости самого насосного агрегата.

Типы мультифазных насосов: двухвинтовые, осевые погружные и роторные

Мультифазные насосы делятся на поверхностные и погружные по месту установки, и на объёмные и динамические по принципу действия. Каждый тип рассчитан на свой диапазон газосодержания, подачи и условий применения — выбор между ними определяется не предпочтением, а гидравлической программой конкретного месторождения.

Двухвинтовые поверхностные (2ВВ)

Основной тип мультифазных насосов для поверхностных кустовых установок. Два сопряжённых ротора с двухсторонней винтовой нарезкой вытесняют ГЖС из полостей между витками. Работают при газосодержании до 90% по объёму без потери подачи. Корпус и роторы — из хромоникелевой или хромоникельмолибденовой стали для защиты от сероводорода.

• Газосодержание: до 90%
• Подача: 10–800 м³/ч
• Давление нагнетания: до 4,0 МПа

Запросить КП

Мультифазный осевой погружной (МФОН)

Погружной осевой насос, устанавливаемый в компоновке УЭЦН перед основным центробежным насосом. Гомогенизирует и сжимает ГЖС, не допуская образования газовых пробок в ЭЦН. Прошёл промысловые испытания при газосодержании 97% на приёме — три месяца без срыва подачи.

• Газосодержание на приёме: до 97%
• Компоновка: МФОН + ГС + ЭЦН
• Применение: скважины с высоким Гф

Запросить КП

Трёхвинтовые мультифазные

Насосы с тремя параллельными роторами — ведущим и двумя ведомыми. Более равномерная подача по сравнению с двухвинтовой схемой, ниже пульсации давления. Применяются при умеренном газосодержании (до 60%) и высоких давлениях нагнетания на технологических линиях НПЗ и ЦППН.

• Газосодержание: до 60%
• Давление: до 6,4 МПа
• Применение: НПЗ, ЦППН, блочные установки

Запросить КП

Центробежные мультифазные (ТНМА)

Многоступенчатые центробежные насосы со специальными рабочими колёсами осевого типа для перекачки ГЖС. Работают при газосодержании до 70–80% за счёт диспергирования газовых пузырьков лопатками ротора. Высокая подача при умеренном дифференциальном давлении — для больших кустов с развитой инфраструктурой.

• Газосодержание: до 80%
• Подача: 100–2 000 м³/ч
• Применение: крупные кустовые площадки

Запросить КП

Конструкция двухвинтового насоса 2ВВ: как он перекачивает газ вместе с нефтью

Двухвинтовой насос серии 2ВВ (двухвинтовой, с выносными подшипниками) — наиболее распространённый тип поверхностных мультифазных установок в России. Рабочие органы: корпус (обойма) и два ротора — ведущий и ведомый, расположенные в смежных сквозных расточках корпуса. Роторы имеют двухстороннюю винтовую нарезку специального профиля: жидкость, поступающая через всасывающий патрубок, делится на два потока и заполняет полости между витками с обоих торцов, двигаясь к центру корпуса, где происходит нагнетание.

Принципиальное отличие от центробежного насоса: двухвинтовой насос — объёмная машина. Он не зависит от разности плотностей фаз и не «чувствует» газовых пробок. Газ просто сжимается в полостях между витками по мере продвижения от всасывания к нагнетанию. При газосодержании до 90% по объёму подача насоса практически не изменяется — это принципиальное отличие от центробежных насосов, которые срываются уже при 25–30% свободного газа.

Выносные подшипники (обозначение «В» в маркировке) вынесены за пределы рабочей полости и работают в масляной ванне — они не контактируют с перекачиваемой ГЖС и не изнашиваются от абразива и газовых включений. Уплотнение вала — торцевое, по API 682: одинарное с вспомогательной промывкой (ТВ) при умеренном газосодержании или двойное (ТД) при работе с сероводородсодержащей ГЖС. Корпус — хромоникелевая сталь (исполнение К) или хромоникельмолибденовая (исполнение Е) при содержании H₂S.

Синхронизация вращения роторов обеспечивается шестернями в масляной камере — роторы не касаются друг друга и не требуют смазки от перекачиваемой жидкости. Это позволяет насосу кратковременно работать на чисто газовой фазе (при «сухом» пуске или проходе газовой пробки) без немедленного выхода из строя — при условии, что продолжительность сухой работы не превышает допустимой по паспорту насоса (обычно 10–30 секунд).

Когда применять мультифазный насос: пять критериев выбора

Решение об установке мультифазного насоса принимается не по принципу «потому что технология современная», а по результатам технико-экономического сравнения с традиционной схемой подготовки нефти. Ниже — пять параметров, при которых мультифазная технология экономически обоснована и технически реализуема.

1. Высокое газосодержание на устье скважины: при газовом факторе выше 200–300 м³/м³ и отсутствии надёжной утилизации ПНГ мультифазный насос позволяет транспортировать газ вместе с нефтью без сжигания. Традиционная схема в этих условиях требует дорогостоящего компрессорного оборудования.
2. Удалённость от ЦППН более 5–10 км: прокладка трёх трубопроводов (нефть, газ, вода) на такое расстояние окупается хуже, чем один трубопровод ГЖС с мультифазным насосом на кустовой площадке. Порог окупаемости зависит от рельефа и типа грунта — считается индивидуально для каждого проекта.
3. Малодебитные и «хвостовые» скважины: скважины с суточной добычей 5–30 м³ нефти часто нерентабельны при традиционной подготовке из-за стоимости обслуживания сепаратора. Мультифазный насос даёт возможность объединить продукцию нескольких таких скважин в один поток и продлить срок рентабельной эксплуатации на 2–5 лет.
4. Скважины с высоким газовым фактором для УЭЦН: если газосодержание на приёме ЭЦН превышает 25–30%, стандартный центробежный насос срывает подачу. Погружной МФОН в компоновке перед ЭЦН диспергирует ГЖС и снижает газосодержание до уровня, при котором ЭЦН работает устойчиво. Промысловые испытания подтвердили устойчивую работу компоновки при газосодержании до 97% на приёме.
5. Шельфовые и подводные добычные системы: подводный мультифазный насос устанавливается на морском дне и транспортирует ГЖС на береговой терминал без надводной платформы для сепарации. Это ключевая технология для освоения глубоководных месторождений, где строительство платформы экономически невозможно.

Технико-экономическое обоснование применения мультифазного насоса выполняется на стадии проектирования обустройства месторождения. Исходные данные — дебиты скважин, газовый фактор, обводнённость, профиль трассы трубопровода и расстояние до ЦППН. На основании этих данных выбирается типоразмер насоса по диаграмме «подача — давление» с учётом фактического газосодержания на устье.