Введение. 
Винтовые насосы

Винтовые насосы являются одной из наиболее перспективных технологий для добычи нефти в России и за рубежом. Относительная простота конструкции, способность откачки высоковязких эмульсий и жидкостей с повышенным содержанием газа и механических примесей, широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, низкое электропотребление, возможность использования без потери эффективности в наклонных и горизонтальных скважинах — эти и другие достоинства винтовых насосов позволяют им успешно конкурировать с электроцентробежными и штанговыми насосами.

По сравнению со штанговыми винтовые насосы отличаются низкой металлоемкостью (масса наземного привода винтового насоса на порядок меньше массы станка-качалки), простотой установки и обслуживания, значительно меньшими экологическими рисками (при возвратно-поступательном движении полированного штока станка-качалки происходит катастрофический износ устьевого сальника, который зачастую приводит к разливу нефти).

Долгое время считалось, что область применения винтовых насосов ограничивается вязкой нефтью. Это, например, сдерживало их массовое внедрение в Западной Сибири. Однако современные установки винтовых насосов при соответствующем выборе кинематических параметров (коэффициент натяга, кинематическое соотношение и др.) позволяют успешно работать и в условиях маловязкой (нормальной) нефти [1].

В последние годы в связи с разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти роль винтовых насосов существенно возросла, поскольку во многих осложненных условиях они оказываются единственно возможной технологией для добычи нефти.

В зависимости от места расположения двигателя различают установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом. В первом случае передача энергии от двигателя, расположенного на поверхности, к насосу осуществляется посредством колонны вращающихся насосных штанг [2, 3]. Во втором случае электродвигатель входит в состав погружной части насосной установки и соединен с наземной станцией управления с помощью электрического кабеля.

Сравнительные преимущества и недостатки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом во многом повторяют те, которые имеют место для штанговых и электроцентробежных насосов. В первом случае основные ограничения и риски связаны со штанговой колонной (проблемы эксплуатации в искривленных скважинах, вероятность обрывов и отворотов штанг, более жесткие по сравнению с винтовым насосом с погружным двигателем ограничения по частоте вращения ротора), во втором — с электродвигателем, гидрозащитой и кабелем (перегрев двигателя и эластомера при малых скоростях движения потока, отказы по электрооборудованию и др.).

Указанные особенности определяют наиболее приемлемую область для использования каждого типа винтовых насосов. Установки штанговых винтовых насосов (УШВН) находят свое применение в относительно неглубоких (до 1500−2000 м) умеренно искривленных скважинах при дебитах жидкости в диапазоне от 3 до 150 м³/сут. [4]. Установки винтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) могут использоваться в более глубоких (до 3000 м) искривленных и горизонтальных скважинах, где применение УШВН ограничено из-за штанг, и обеспечивать более высокий дебит (до 500 м³/сут.).

Курс нефтяных компаний на оптимизацию добычи нефти, в том числе на снижение издержек, связанных с неэффективным использованием насосного оборудования, заставляет по-новому взглянуть на проблему выбора оптимального способа эксплуатации. Анализ современного состояния нефтедобывающего фонда (проблемы с недостижением потенциала добычи, большой периодический фонд скважин, применение в одних и тех же условиях эксплуатации различных технологий добычи нефти) говорит о существовании возможностей улучшить ситуацию в этом вопросе.

При проведении сравнительной оценки технологий необходимо учитывать множество различных факторов, среди которых превалирующими являются две группы: технологические ограничения и экономическая эффективность. Во многих случаях сравнение рабочих характеристик технологий позволяет сделать однозначный выбор в пользу одной из них, не прибегая к экономическим расчетам. В то же время еще чаще оказывается, что к условиям конкретной скважины возможно применение двух и более технологий добычи, и тогда приходится существенно расширять критерии для сравнения.

В последние годы достаточно широкое распространение получил рейтинговый подход к выбору способа добычи нефти [5], когда на основе анализа технических характеристик насосного оборудования и промыслового опыта выставляется экспертная оценка каждой из исследуемых технологий добычи нефти по группе определяющих параметров. При всех достоинствах этого подхода (многофакторный анализ, простота автоматизации) нельзя не отметить того обстоятельства, что экспертные оценки, из которых складывается итоговый рейтинг, по сути дела являются субъективными. Например, штанговые насосы в России эксплуатируются, как правило, на небольших глубинах (до 1500 м), поэтому их рейтинговый балл для более глубоких скважин будет низким. Однако из этого не следует, что штанговые насосы не применимы в таких скважинах (естественно, при специальном исполнении погружного оборудования, стоимость которого выше по сравнению с традиционно используемым оборудованием).

В настоящей статье предлагается иной подход к выбору способа эксплуатации, который использует результаты расчетов технологических параметров анализируемых способов добычи нефти, а критерием определения оптимального является максимальное значение чистого дисконтированного дохода NPV за выбранное расчетное время. Такой подход позволяет естественным образом учесть ограничения технологий добычи нефти (например, ограничение на максимальное содержание газа на приеме ЭЦН будет определять предельное давление на приеме, максимальный дебит и деградацию напора насоса) и избежать субъективных оценок. С помощью разработанной методики расчета характеристик установок электроцентробежных, штанговых и винтовых насосов для группы тестовых скважин оцениваются условия, при которых каждая из технологий является оптимальной.