Арсенал нефтедобычи #1

№ 01 /

ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕ ТЕНЬ ГК «НОВОМЕ Т»

ПОГРУЖНОЕОБОРУДОВАНИЕ

СИСТЕМЫ ППД СЕРВИС

ИЮНЬ / 2007

в горизонта льном и шурфовом исполнении

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ППД)

ПОДЪЕМ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ

ТРАНСПОРТИРОВКА ЖИДКОСТИ

УТИЛИЗАЦИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ВОД

СИСТЕМЫСИСТЕМЫВОДОПОДЪЕМА И ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Индивидуальность каждого проектаРазработка и проектирование согласно техническим требованиям заказчикаПолная автоматизация технологического процессаИнтеллектуальные системы, исключающие человеческий факторВзаимодействие с любыми АСУТППередача данных с использованием технологий GSM, радио и спутниковой связиУдобство обслуживания и ремонта: система освещения, микроклимата, грузоподъемные механизмы, диагностические приборы, ЗИПИспользование только современного оборудования отечественных и зарубежных производителейОбслуживание в течение всего срока эксплуатации

РОССИЯ, 614065, ПЕРМЬ, Ш. КОСМОНАВТОВ, 395. ТЕЛ: (342) 296 27 56 ФАКС: (342) 296 23 02. Е-MAIL: [email protected]

П О Г Р У Ж Н О Е О Б О Р У Д О В А Н И Е С И С Т Е М Ы П П Д | С Е Р В И С

«Арсенал нефтедобычи»Информационный бюллетень ГК «Новомет»№01, июнь, 2007Редактор - Юрий ЦветковРедакционная коллегия:О.М. Перельмангенеральный директор ЗАО «Новомет-Пермь» А.И. Рабиновичдиректор по науке и новой технике ЗАО «Новомет-Пермь» М.Ю. Мельниковгенеральный директор ЗАО «Новомет-МЗ»

Ф.Ф. Хафизовгенеральный директор ООО «Новомет-Сервис» О.Е. Ивановкоммерческий директор ЗАО «Новомет-Пермь» С.Д. Слепченконачальник Аналитического отдела ООО «Новомет-Сервис» Ю.А. Цветковначальник отдела Стратегии и маркетинга ЗАО «Ново-мет-Пермь»В.С. Бускинасекретарь редакционной коллегии

Адрес редакцииРоссия, 614065, Пермь, Ш.Космонавтов, 395Тел: (342) 296 27 56. Факс: (342) 296 23 02www.novomet.ruВ подготовке выпуска приняли участие:С.А. Поздеев, С.Г. Михайловский,А.В. Пепеляев.Дизайн и верстка Э.Г.ШидриковТираж 999 экземпляров. Полное и частичное воспроизведение опублико-ванных в издании материалов допускается только с письменного разрешения редакции.

4 В СОРОЧИНСКЕ ОТКРЫТ СЕРВИС-ЦЕНТР ГК “НОВОМЕТ”

16 КАК ЗАРАБОТАТЬ АВТОРИТЕТ?

�арсенал нефтедобычиВ НОМЕРЕ№01|ИЮНЬ|2007

4 НОВОСТИ КОМПАНИИ

Уникальная установка 5-500

Надежность и эффективность оборудования

Вязкие нефти Яреги

В Сорочинске открыт сервисный центр ГК “НОВОМЕТ”

Совместное предприятие на Ближнем Востоке

Конференция в Омане

Выставка в Джакарте

Охрана труда: получен государственный сертификат

6 НАДЕЖНОСТЬ

Опыт по увеличению эксплуатационной надежности»

(Белые ночи, Оренбург, Сургут)

9 ПРОИЗВОДСТВО

17 СЕРВИС

Как заработать авторитет? / Ф. Хафизов

20 ИЗ АРХИВА

Методика определения надежности погружного оборудования

и опыт ее применения / О.М. Перельман, С.Н. Пещеренко,

А.И. Рабинович, С.Д. Слепченко // Технология ТЭК. 2005. №3. С.66-73.

28 ПЕРЕЧЕНЬ ПРОДУКЦИИ ГК «НОВОМЕТ»

� арсенал нефтедобычи НОВОСТИ КОМПАНИИ

УНИКАлЬНАя УСТАНОВКА 5-500В 2006 году компания

«Новомет» разработала и изготовила уникальную ус-тановку для добычи нефти, рассчитанную на номиналь-ную подачу 500 м3 в сутки в 5-ом габарите.

В процессе проектирова-ния установки компанией «Новомет» были решены две сложные задачи – раз-работана необходимая сту-пень и увеличена пропуск-ная способность секции 5-го габарита. Номинальный напор разработанной сту-пени составляет 3,4 метра при КПД 65%.

С начала сентября 2006 года велась рабочая экс-плуатация установки УВН-НПИК5-500-1200 (50 Гц) на месторождении Гураринс-кое ЗАО «Соболиное» ком-пании «РуссНефть».

По согласованию с ЗАО «Новомет» частота враще-ния была увеличена до 60 Гц. В результате средний дебит пластовой жидкости возрос до 680 м3. В этом ре-жиме установка отработала 203 сут. Причина подъема - снижение сопротивления изоляции двигателя.

Уника льная установка позволила повысить добы-чу пластовой жидкости из конкретной скважины бо-лее чем в 4 раза.

НАшИ пРИОРИТЕТЫ - НАдЕжНОСТЬ И эффЕКТИВНОСТЬВ июне 20 0 4 год а на

месторождении Малочер-ногорское нефтяной ком-пании ЗАО «Корпорация Югранефть» была смонти-рована и запущена установ-ка производства «Новомет» УЭЦНПИК8-1500ГЗ-200.

Установка эксплуатиро-валась в агрессивной сре-де - производилась добыча пластовой воды сеноманс-кого яруса. С марта 2005 года установка была выве-дена на постоянный режим с подачей 1900 м3 в сутки.

Установка отработа ла 998 суток.

Причина подъема уста-новки – снижение сопро-тивления изоляции кабель-ной линии. Причина отказа – выход из строя кабельной линии вследствие коррозии брони кабеля.

Ревизия установки вы-явила пригодность всех ее узлов для ремонта. В на-стоящее время установка после ремонта отгружена заказчику для дальнейшей эксплуатации.

В СОРОЧИНСКЕ ОТКРЫТ СЕРВИСНЫй ЦЕНТР ГК «НОВОМЕТ» 21 М а р т а 2 0 0 7

года в городе Соро-чинске (Оренбург-ская область) был открыт сервисный цен т р «Новомет», где используются современное обо-рудование и пере-довые технологии в области ремонта. Открытие сервисного центра позволит быстро и качест-венно обслуживать и ремонтировать нефтепромысловое оборудование.

СОВМЕСТНОЕ пРЕдпРИяТИЕ НА БлИжНЕМ ВОСТОКЕ7 мая 2007 года в ОАЭ зарегистрировано совместное предприятие Novomet International

FZC. Деятельность: продажа насосов, двигателей, клапанов и запасных частей, обслу-живание погружного оборудования. Руководитель: Ахмед Аль Машгари.

ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»


ВяЗКИЕ НЕфТИ яРЕГИМесторождение Ярега

– единственное место-рождение в России, раз-рабатываемое шахтным способом.

С л ож н о с т ь д о б ы ч и электроцентробежными установками зак люча-ется в высокой вязкости нефти, до 12000 мПа*сек, которую можно сравнить с вязкостью пластилина, а также в большом выно-се песка. Так как пласт на ходится на глубине 250-300 метров давле-ние на пласт небольшое, а сама порода пласта постоянно осыпается.

В середине 2006 года н а о п ы т н о п р о м ы ш -ленном у частке было пробурено 6 скважин с горизонтальными учас-тками около 300 метров. 3 скважины служат для паронагнетания, а ос-тальные для добычи. В две скважины были спу-щены установки фирмы Reda, одна из которых наработала 270 су ток, другая еще в работе. Вместо отказавшей ус-тановки Reda спустили УВНН5 -79 -550/04-101 производства Новомет пакетной сборки, которая отработала 157 су ток. Подъем установки про-изошел из-за снижения сопротивления кабель-ной линии. Кабельная ли-ния была предоставлена заказчиком и рассчитана на рабочую температуру до 1200С, в то время как температура на выходе насоса была выше.

ОхРАНА ТРУдА: ГОСУдАРСТВЕННЫй СЕРТИфИКАТ 28 февраля 2007 года

ГК «Новомет» получила Государственный серти-фикат соответствия ра-бот по охране труда. Для получения сертификата на протяжении послед-них нескольких лет были внедрены меры по про-филактике производс-твенного травматизма и профессиона льны х заболеваний. Сертифи-кат будет действовать до 2011 года.

5арсенал нефтедобычиНОВОСТИ КОМПАНИИ№01|ИЮНЬ|2007


КОНфЕРЕНЦИя В ОМАНЕ В феврале 2007 года де-

легация «Новомета» учас-твова ла в конференции MEALF 2007 (Оман), в кото-рой приняли участие специ-алисты механизированной нефтедобычи из ведущих компаний мира.

В КАЗАхСТАНЕ ОТКРЫТ СЕРВИСНЫй ЦЕНТР ГК «НОВОМЕТ» 25 мая 2007года в Кызы-

лординской области Казах-стана открыт оснащенный современным технологическим оборудованием сервисный центр «Новомет Казахстан». Это первый зарубежный проект «Новомета». В сервисном центре, находящемся на тер-ритории месторождения Кумколь в 200 км от города Кызылорда будет обслуживаться и ремонтироваться нефтепромысловое оборудование нефтяных компаний Turgai Petroleum и PetroKazakhstan Kumkol Resources.

ВЫСТАВКА В джАКАРТЕОдна из самых крупных выставок Юго-Восточной Азии «31st IPA» прошла с 14 по 17 мая

2007 года в столице Индонезии Джакарте. ГК «Новомет» представлял Novomet International FZC, нашим партнёром выступала местная фирма Metindo. Фирма специализируется в области эксплуатации УЭЦН и имеет многолетний опыт работы. Во время выставки прошли многочисленные конструктивные переговоры с представителями различных компаний, работающих в нефтяной отрасли.

�

арсенал нефтедобычи надежность

“�арсенал нефтедобычиНАДЕЖНОСТЬ

№01|ИЮНЬ|2007


В 2001-2005 годах «Новомет» осуществил сервисный проект

в нефтяной компании «Белые ночи» (Западная Сибирь). При

его реализации была рассчитана вероятность безотказной работы установок до подъема в условиях

пилотного проекта, когда боль-шинство установок этого проекта

ещё эксплуатируется.Были проанализированы

эксплуатационная и конструкци-онная надёжность оборудования до, и после проведения проекта.

Такой анализ мы проводим всегда, если хотим предложить свои сер-

висные услуги.По результатам исследований

можно констатировать, что основ-ной причиной подъемов были экс-

плуатационные отказы, в данном конкретном случае — засорение

насосов. Из конструкционных от-казов главным был износ рабочих

органов установок.Российское оборудование

на данном месторождении вы-держивало менее 100 суток. При эксплуатации импортного обору-

дования среднее время их работы составляло 145 суток.

Заказчик поставил задачу довес-ти среднее время работы оборудо-

вания до подъема до 120 суток.

Опыт по увеличению эксплуатационной надежности погружного оборудования

Н а э т о м м е с т о р о ж д е н и и еще в 2001 году «Новометом» была решена проблема износа рабочих ор-ганов насоса. Впервые была опробо-вана схема с оптимальным располо-жением промежуточных подшипников, так как отдельные выбросы по КВЧ достигали 1000 мг/л. Был получен хо-роший результат — в 2002 году нара-ботка установки составила 459 суток.

Впрочем, далее заказчик самостоя-тельно провел интенсификацию сква-

жин и получил в 2005 году на нашем оборудовании, находящемся у него в аренде, снижение наработки до 200 суток.

Похожий результат получен при обслуживании нашего оборудования в «Саратовнефтегазе», где удалось поднять наработку с 78 до 380 суток.

Сложней провести объективный анализ эффективности нашей рабо-ты на месторождениях оренбургского

� арсенал нефтедобычи НАДЕЖНОСТЬИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ЗАО «НОВОМЕТ»


региона (Юг России), где на условиях проката на 27 скважинах необходимо было перейти на механизирован-ную добычу. При этом надо учесть, что месторождение это — газоконден-сатное, газовый фактор 380-510 м3/м3. Глубина спуска до 3600 метров.

Скважины передавались на обслу-живание: непосредственно после бу-рения, по завершении стадии фонта-нирования, после неудачных попыток их перевода на механизированную добычу на стандартном оборудовании по традиционной технологии добычи.

Основная проблема освоения со-стоит в том, что «глушение» этих сква-жин реально проводится с большим переизбытком «задавочной» жид-кости. Соответственно при освоении требовалось снизить динамический уровень практичности до приёма на-соса. Это ведёт к образованию на вхо-де в установку большого количества свободного газа. Отсюда — срыв по-дачи, оплавление удлинителей, отказ погружных электродвигателей.

Стадии сервиса были следующие:1. Подбор комплектного, специали-

зированного оборудования индиви-дуально к каждой скважине.

2. Изготовление такого оборудова-ния.

3. Монтаж.4. Запуск и режим освоения от 1

до 3-х недель.5. Наблюдение за эксплуатацией.В комплект УЭЦНа в обязательном

порядке входили:• струйный насос,• регулируемые клапаны на устье

и затрубье для поддержания опти-мальной величины динамического уровня,

• ТМС и частотный преобразова-тель,

• современная СУ,• термостойкий удлинитель.Соответственно применялись но-

вые технологии запусков, изменялись и параметры режима эксплуатации.

Из 27 удалось запустить 15 сква-жин. В остальных случаях, несмотря на предельно достигнутые разрешен-ные уровни откачки, пласты не зара-ботали. Средняя наработка по 15 за-

пущенным скважинам составила 180 суток. При этом отказы были не по причине перегрева установок, а по засорению рабочих органов.

В настоящее время, применение фильтров ЖНШ, шламоуловителей позволило в большей степени решить проблему засорения рабочих органов. Внедрение установок на месторожде-ниях оренбургского региона продол-жается.

Наиболее интересный результат был получен в «Сургу тнефтегазе» (Западная Сибирь), там, в 2003 году перед «Новометом» поставили зада-чу создать и внедрить в эксплуата-цию оборудование с гарантией 1000 суток.

Заказчики выставили дополнитель-ные условия:

• Комиссионный разбор любого слу-чая подъёма установки двухсторонней комиссией.

• Проверка «Новометом» выполнен-ных заказчиком регламентных работ по подготовке скважин к эксплуата-ции.

• Замена установки целиком — если в течение гарантийного срока про-изойдет отказ по конструкционным причинам.

• В случае эксплуатационного отказа — снятие с гарантии.

Конструкционная надёжность ус-тановок 1ВНН5-25 (CV 160 362 series) и 2ВНН5-79 (CV 500 362 series) оказа-лась примерно одинаковой и сущест-венно превысила 1000 суток. Основ-ные причины отказов — эксплуатаци-онные, в основном: солеотложения, засорение рабочих органов, у 1ВНН5-25 ещё и неправильный подбор обо-рудования заказчиком.

Надёжность на подъём установок «Новомета» УЭЦН5-79 статистически оказался равной американским уста-новкам R-5.

арсенал нефтедобычи производство

�

10 арсенал нефтедобычи

11ПРОИЗВОДСТВО

Модернизация основных средств — процесс

в «Новомете» непрерывный.

В последние годы компания регулярно приобретает новые

станки, автоматические линии и обрабатывающие центры.

Приобретается лучшее на сегодняшний день высокотехнологичное

оборудование. Оно способно выполнять операции любой степени

сложности — выпускать детали для любого типа установок.

12 арсенал нефтедобычи

1�ПРОИЗВОДСТВО

Внедрение многофункциональных токарно-

фрезерных центров фирм WFL и NAKAMURA TOMI позволило со-

кратить цикл обработки деталей электродвигателей и гидрозащит

нефтедобывающего оборудования более чем в три раза.

Внедрение в производство автоматизированных комплексов

фирмы Mazak для изготовления ступеней

центробежных насосов позволило в несколько раз сократить

их трудоемкость.

1� арсенал нефтедобычи

15ПРОИЗВОДСТВО

Закончена модернизация окрасочного производства: пос-

троены производственный корпус, складские помещения, произ-

ведено обустройство газового хозяйства, подвод автомобильных

путей и многое другое.

Проект был разработан во вза-имодействии с ведущими в своих

отраслях поставщиками: окра-сочного оборудования - Taiss SRL,

химреактивов - Henkel и красок - ОАО «НИИЛКП».

Внедрение автоматизирован-ного участка окраски позволило

обеспечить высокое качество обработки поверхности изделий, а также высокую производитель-

ность при минимальном количест-ве обслуживающего персонала.Работа оборудования проводит-ся в соответствии с европейски-

ми экологическими нормами.

На протяжении многих лет «Новомет» успешно

сотрудничает с ООО «Сандвик», представляющее в России

«Sandvik-Coromant» - одного из ведущих мировых производителей

режущего инструмента в области металлообработки.

Шведская компания обеспечивает техническую

поддержку и оперативно решает различные производственные

проблемы.

В 2006 году введена в строй печь для спекания деталей фирмы

«Kremer», производительность которой в три раза выше действую-щих аналогов, более технологична

и удобна в работе. В 2007 году планируется при-

обрести вторую печь «Kremer». Готовится к пуску японский пресс

«YOSHIZUKA».

1� арсенал нефтедобычи

арсенал нефтедобычи сервис

1�

“1� арсенал нефтедобычи СЕРВИС

ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»


Сервисное направление в ЗАО «Новомет-Пермь» было выделено

в 2001 году созданием Службы Сервиса в структуре компании.

Расширение географии поставок оборудования и необходимость

сервисного сопровождения при-вело к созданию сети сервисных

представительств практических во всех нефтяных регионах

России, а также в Казахстане. В 2003г. создано ООО «Новомет-Сервис», которое объединило все существующие сервисные

проекты. В настоящее время фонд скважин, оборудованных

погружными установками, обслу-живаемыми «Новомет-Сервис», составляет более 2000 единиц.

Пакет услуг, предлагаемых и оказываемых нефтедобывающим

предприятиям, включает в себя прокат, аренду, сервис (включая

подбор, вывод на режим и экс-плуатацию), ремонт погружного оборудования как производства

«Новомет-Пермь», так и других производителей. ФАРХАТ ХАФИЗОВ

заработать авторитет?

ген

ер

альн

ый

ди

ре

кто

р O

OO

“Н

ово

ме

т-С

ер

вис”

Несмотря на стандартный перечень услуг, оказываемых нашей компанией, в нашем сервисе есть свои особен-ности. Каждый проект — это, прежде всего решение какой-то серьезной задачи (или комплекса задач), постав-ленной Заказчиком. Это может быть влияние высокого газового фактора, высоких температур, низкие пласто-вые давления, высокое содержание механических примесей и др. Пре-жде чем приступить к реализации проекта проводится всесторонний анализ, рассматриваются различные варианты решения. Существующие собственные программы Novomet Sel-Pro и Novomet Stat-Pro способны качественно и за короткое время вы-дать результат анализа и рассчитать варианты подбора оборудования.

Из множества существующих про-блем, с которыми мы сталкиваемся в своей деятельности, хотелось бы выделить, на наш взгляд, самую ак-туальную — это взаимоотношение заказчика и подрядчика.

На протяжении многих лет специ-алисты, занимающиеся добычей не-

фти, считали все области, связанные с эксплуатацией скважин — «своими». Сегодня, когда сервисные компании берут все больше и больше ответс-твенности на себя, многие направле-ния деятельности оказываются в их руках. Это общемировая тенденция, за рубежом это уже свершившийся факт. Очевидно, что мировой опыт становления и развития нефтяного сервисного бизнеса позволяет найти оптимальные схемы взаимодействия между участниками этого сектора. В российских условиях перехода к современной организации добычи нефти прокат оборудования, когда производитель погружного обору-дования обеспечивает потребителя нужными установками, а также ор-ганизует их бесперебойную работу на вверенном ему месторождении, наиболее эффективен. В этом случае нефтяные компании перекладывают риски и ответственность по эксплуа-тации оборудования на поставщиков. А взамен получают стабильную добы-чу и доступ к техническим, технологи-ческим и программным наработкам

сервисных компаний производителей. Как видим, данная схема дает нема-лые выгоды нефтяникам и хорошие стимулы для развития отечественных производителей и сервисных компа-ний.

Мы уже упоминал о наших собствен-ных программных продуктах, позво-ляющих производить подбор и ана-лиз работы оборудования. Подбор оборудования — один из видов услуг, предлагаемых нами, который мы счи-таем обязательным. В этом случае мы несем полную ответственность за ра-боту оборудования.

Но как убедить в этом заказчика? С каких это пор машиностроители стали учить нефтяников добыче? Хотелось бы отметить, что в разра-ботке программы Novomet Sel-Pro принимали участие и производители оборудования, и опытные нефтяники, и светилы науки. Во всех реализуемых нами проектах подбор производился с помощью этой программы.

Следующая проблема, с которой приходиться сталкиваться — жела-ние заказчика получить качественные

КАК

1�арсенал нефтедобычиСЕРВИС№01|ИЮНЬ|2007


услуги за низкую цену, а лучше бес-платно. Желание вполне объяснимое. Причем, не всегда нужно в этом упре-кать заказчика. Да, не совсем понятна «экономия», где считаются только рас-ходы, а не будущие доходы с учетом высокого качества услуг, тем более на несколько лет вперед. Но где га-рантия, что за большие деньги будут предоставлены качественные услу-ги?

Проблема отечественных сервис-ных компаний, созданных производи-телями оборудования — в отсутствии «имиджа» производителя. Практичес-ки все вышедшие из ЦБПО «сервисы» с их цеховыми затратами на обслужи-вание и ремонт как-то работают, что-то ремонтируют и кажется что все здесь хорошо и главное — малозатратно, кроме вдруг возникшей проблемы

— постоянно снижающиеся наработ-ки до 150-250 суток. И непонятно, при чем здесь интенсификация добычи? Ведь если растет температура в связи с углублением, тепловой расчет всег-да покажет необходимую длину тер-мостойкой вставки кабельной линии, температуру ПЭД, его обмотки и дру-гие параметры. Нужно всего лишь применить соответствующее обо-рудование. Если соответствующего оборудования нет в родном Отечест-ве, оно наверняка есть у зарубежных

производителей.О тд а в а т ь п о л н о ц е н н ы й ру б л ь

за «пустые» (по мнению российских нефтяников) обещания отечественных производителей, а такое было и в ЛУ-КОЙЛе, и Сургутнефтегазе, и в дру-гих нефтяных компаниях, конечно же, не хочется.

Возникает порочный замкну тый круг: «за малые деньги не мог у т, за большие не научились».

А впереди — очередные тендеры, и очередная «экономия». Где же вы-ход? Как заказчику определить, спо-собен ли исполнитель решить постав-ленную задачу? Наше предложение

— реализация краткосрочных пилот-ных проектов, с четкой постановкой задач и четкими разграничениями от-ветственности, где даже по предвари-тельным результатам можно оценить возможности подрядчика.

Но и здесь не все так просто. Вот уже более года, мы пытаемся внедрить пилотный проект в одной из нефтяных компаний. И до сих пор мы находим-ся на стадии переговоров. Мы гото-вы взять на себя все риски! Для нас важен только результат. Но заказчик видит в этом другое — как на нашей заинтересованности в конечном ре-зультате использовать оборудование с минимальными затратами…

Что в таких условиях делать сер-

висной компании? Как заработать авторитет? Как сломать непонимание российские нефтяные компании? Си-туация складывается так, что имидж, видимо, придется зарабатывать имидж за рубежом.

Еще одна проблема — качествен-ный ремонт погружного оборудования других производителей. Невозможно организовать восстановление пог-ружного оборудования до первона-чального состояния без досконально-го владения техпроцессом ремонта. А это в свою очередь невозможно без актуализации конструкторской документации. Но ведь это докумен-тация конкурента! Выход, мы видим в организации на Сервисных базах только «фирменного» ремонта. Каж-дый производитель должен ремонти-ровать «свое» оборудование. Тогда и оценивать результат было бы проще, и нефтяники получали бы добротное отремонтированное оборудование.

Думаю, что и нефтяники, и «сервис-ники» заинтересованы в плодотвор-ном сотрудничестве. Очень хочется надеяться, что мы найдем выход и, наконец, поймем друг друга. Пока мы не решим проблемы взаимопонима-ния заказчика и подрядчика, жела-емого результата, не получат ни те, ни другие.

20 арсенал нефтедобычи ИЗ АРХИВАИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»

çÄìóçé-íÖïçàóÖëäàâ ÜìêçÄã

МОНИТОРИНГ И ОБУСТРОЙСТВО ОБЪЕКТОВ НГК

66 Т Е Х Н О Л О Г И И Т Э К

ксплуатационные свойства погружных установок ха-рактеризуются двумя группами параметров. К первойотносятся напор, производительность и энергопотреб-ление. Вторая группа определяет способность оборудо-вания сохранять свои характеристики в процессе рабо-ты, т.е. надежность. Обе группы в равной мере характе-ризуют эксплуатационные свойства. Поэтому в равноймере необходимо иметь обоснованные методики изме-рения этих параметров.

В настоящее время принято измерять параметры пер-вой группы на стендах, а второй — в эксплуатационныхусловиях. Хотя измерения надежности на стендах такжевозможны, но стендовые, а значит, ускоренные испыта-ния могут лишь приближенно имитировать реальные ус-ловия эксплуатации и в силу этого могут быть менеепривлекательны. В данной работе авторы ограничива-ются рассмотрением проблемы измерения надежностив эксплуатационных условиях.

Отказы носят случайный характер, поэтому характе-ристики надежности погружных установок следует полу-чать средствами теории вероятности, точнее, ее разде-ла — математической статистики. Однако в практикенефтедобывающей отрасли повсеместное распростра-нение получили эмпирические характеристики «межре-монтный период» (МРП) и «наработка на отказ» (ННО) (взарубежной литературе MTBF — Mean Time BetweenFailure) [1]. Эти характеристики обладают следующиминедостатками:• не являются вероятностными, что противоречит при-

роде характеризуемого процесса;

• искусственно ограничивают объем подлежащих ана-лизу данных рамками одного года;

• не определена точность измерения надежности, а зна-чит, невозможно корректное сравнение получаемыхрезультатов.Поэтому в компании «Новомет» была разработана ме-

тодика измерения надежности погружного оборудова-ния по эксплуатационным данным, основанная на тео-рии вероятности. Получены многочисленные примерыее использования рядом нефтяных компаний в Запад-ной Сибири.

Методика определения надежности В соответствии с подходом, принятым в теории на-

дежности [2], разделим эксплуатационные данные онаработках оборудования на две группы. К первойгруппе отнесем наработки, завершившиеся отказом,под которым будем понимать любой случай необрати-мого прекращения работы. Такие наработки назовемполными.

Ко второй группе отнесем наработки оборудования,эксплуатация которого продолжается или завершена,но не из-за отказа, а по другим причинам. Эти нара-ботки будем называть неполными или цензурирован-ными.

Неполная наработка содержит меньше информации онадежности оборудования, чем полная, завершившаясяотказом. Однако объем цензурированных наработокобычно велик. Их учет позволяет повысить точность оп-ределения надежности.

Предложена методика определения надежности погружных установок по неполным эксплуатационнымданным. Ее алгоритм основан на сочетании вычислительных приемов непараметрической статистики,обеспечивающих высокую точность определения надежности и параметрической статистики, позволя-ющих прогнозировать работу оборудования. Впервые появилась возможность объективными средст-вами математической статистики измерять надежность погружного оборудования, находить слабые уз-лы конструкции и основные эксплуатационные ошибки при использовании УЭЦН. В качестве примераиспользования методики проведен сравнительный анализ надежности российского оборудования иоборудования ведущих американских фирм, эксплуатируемого в Западной Сибири.

Методика определениянадежности погружногооборудования и опыт ее применения

Олег Перельман, Сергей Пещеренко, Александр Рабинович, Сергей Слепченко, ЗАО «Новомет-Пермь»

Э


21арсенал нефтедобычиИЗ АРХИВА№01|ИЮНЬ|2007

ИЮНЬ 2005 №3

Основной величиной, дающей исчерпывающее опи-сание надежности, является вероятность безотказнойработы P(t), или доля оборудования, отработавшая вре-мя t без отказов. Все остальные характеристики надеж-ности выражаются через P(t) и дают наглядную дополни-тельную информацию.

В данной работе, помимо P(t), мы использовали Tγ —гарантированный ресурс, или время, которое безотказ-но проработает часть оборудования равная γ. Напри-мер, T0,5 — время, которое безотказно проработает 50%оборудования. Также использовали P(t0), или долю обо-рудования, которое безотказно проработает время t0,например 1000 суток. Эти величины легко определяют-ся из графиков P(t).

Расчеты велись по разработанной нами компьютер-ной программе NovometStat-Pro, в которой общие под-ходы математической теории надежности, основанныена множительных алгоритмах вычисления надежности(Каплана-Мейера, Герда, таблиц жизни), были адапти-рованы к данной задаче. Новизна предлагаемой мето-дики состоит в сочетании методов непараметрическойстатистики (основанных на множительных алгоритмах иобеспечивающих высокую точность вычислений) и па-раметрической статистики (нами предложена модельотказов, позволившая прогнозировать работу оборудо-вания).

Уровень доверительной вероятности полагали рав-ным 80%. Это означает, что в 80% случаев истинныезначения P(t) будут находиться внутри доверительныхинтервалов, указанных на приводимых ниже графиках,а в 20% — вне их.

На всех графиках сплошной линией показаны резуль-таты вычисления надежности, пунктирной — прогноз.Достоверность прогноза основывается на гипотезе отом, что в интервале времени, на который делается про-гноз, не произойдет смены механизма отказов.

Надежность системы скважина–УЭЦНПо сложившейся в отрасли практике все случаи от-

казов будем делить на эксплуатационные (отказы из-за ошибок в эксплуатации) и конструкционные (отка-зы оборудования при условии его штатного использо-вания).

В соответствии с этой классификацией следует разли-чать надежность эксплуатационную и конструкционную.Эксплуатационная надежность системы скважи-на–УЭЦН характеризует бездефектность работы экс-плуатирующего оборудование предприятия, конст-рукционная надежность УЭЦН — бездефектность ра-боты завода-изготовителя.

Эксплуатационная надежность системы скважи-на–УЭЦН может быть структурирована или разделенана надежности по отношению к разным эксплуатацион-ным факторам. Конструкционная надежность УЭЦН —на надежности отдельных узлов УЭЦН (см. рис. 1).

Кроме того, по результатам ревизии поднятого обору-дования (когда таковая проводится) может быть вычис-лена доля исправных узлов УЭЦН, пригодных для по-вторного использования.

Заметим, что для достижения максимальной на-дежности системы скважина–УЭЦН нельзя прово-дить оптимизацию отдельно по эксплуатационным иотдельно по конструкционным параметрам. При та-кой схеме нахождение глобального максимума мало-вероятно. Оптимизировать следует сразу по всем па-раметрам [7].

Порядок подготовки данных для расчетовИсходные данные формируются на основе эксплуата-

ционных баз данных нефтяных компаний. Обычно в ба-зах данных хранится следующая информация:• продолжительность работы УЭЦН до подъема;• причины остановки и причины отказа УЭЦН;• данные о дефектах узлов УЭЦН, выявленные при раз-

боре оборудования, и некоторые другие.На первой стадии формирования выборки из базы

данных следует обеспечить ее представительность. Вы-борка должна включать установки, работающие во всеххарактерных для данного месторождения условиях. Вы-полнение этого условия необходимо, например, присравнении надежностей погружного оборудования раз-ных производителей.

Важным этапом формирования выборки являетсяразделение данных о наработках на завершившиеся от-казом и цензурированные. Например, при вычислениинадежности системы скважина–УЭЦН, отказом следуетсчитать любой случай подъема оборудования. А при вы-числении надежности насоса — только прекращениеподачи из-за поломки насоса. В данном случае другиепричины прекращения эксплуатации УЭЦН (эксплуата-ционные факторы или выход из строя ПЭД, кабеля, гид-розащиты) отказами не считаются, т.к. насос остался ра-ботоспособным.

Исходные данные о наработках должны включать всюимеющуюся информацию о работе данного оборудова-ния. Недопустимо, например, как это делают при расче-те МРП и ННО, учитывать только работу в течение теку-

67


ç‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ÒËÒÚÂÏ˚«ÒÍ‚‡ÊËÌ‡-ìùñç»

ùÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ‡flÌ‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ÒËÒÚÂÏ˚

äÓÌÒÚÛÍˆËÓÌÌ‡flÌ‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ìùñç

Ë ÂÂ ÛÁÎÓ‚

éÚÍ‡Á˚ ÔÓ ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ˚Ï ÔË˜ËÌ‡Ï:Ó¯Ë·ÍË ÔÓ‰·Ó‡ Ë ÓÔÂ‰ÂÎÂÌËfl ÒÓÒÚÓflÌËflÔÎ‡ÒÚ‡, ‚˚‚Ó‰‡ Ì‡ ÂÊËÏ Ë ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËË,Á‡ÒÓÂÌËfl, ÒÓÎÂÓÚÎÓÊÂÌËfl, ÌÂÒÚ‡·ËÎ¸ÌÓÒÚ¸˝ÎÂÍÚÓÒÌ‡·ÊÂÌËfl, Éíå, ÔÂÂ‚Ó‰ ‚ èèÑ

éÚÍ‡Á˚ ÛÁÎÓ‚ ìùñç (Ì‡ÒÓÒ, èùÑ Ë ‰.),ÛÒÚ‡Ì‡‚ÎË‚‡˛ÚÒfl ÔË Â‚ËÁËË ÔÓ‰ÌflÚÓ„ÓÓ·ÓÛ‰Ó‚‡ÌËfl.

Рис. 1. Классификация видов надежности системыскважина–УЭЦН


22 арсенал нефтедобычи ИЗ АРХИВАИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»

щего года. Отбрасывая отказы, произошедшие ранее,мы отказываемся от учета наименее успешных экземп-ляров и искусственно завышаем надежность оценивае-мого оборудования.

Стадия формирования выборки является наиболееответственным этапом расчета надежности. Ошибкирасчетов возможны только на этом этапе. Непосредст-венно расчеты по предлагаемой методике не использу-ют предположения о вероятностных законах отказовоборудования и ошибок не вносят.

Оценка необходимого объема выборки и продолжительности испытанийОбъем выборки должен быть достаточным для того,

чтобы обеспечить как ее представительность, так и не-обходимую точность измерения характеристик надеж-ности. Точность измерений определяется объемом вы-борки N и продолжительностью испытаний t0.

Выполненные нами расчеты показали [3], что еслипродолжительность испытаний не ограничена, то придоверительной вероятности 0,67 точность расчетов T0,5

будет порядка ±10% при N=100 и ±5% при N=50.Если продолжительность испытаний ограничена ве-

личиной, t0 то расчеты [3] показывают, что точность±20% достигается при N=100, t0=0,5T0,5 или N=50,t0=0,7T0,5, а ±10% при N=100, t0=2,0T0,5 или N=200,t0=0,8T0,5.

Эти данные позволяют на стадии планирования рабо-ты оценить необходимое количество оборудования ивремя его нахождения в эксплуатации, чтобы выпол-ненные по этим данным расчеты надежности имелинужную точность.

Недостаточность применяемых эмпирических показателей надежностиДо недавнего времени в нефтяных компаниях приме-

нялись такие характеристики надежности, как ННО иМРП. Их достоинством является несложный алгоритм инебольшой объем вычислений. Расчеты можно выпол-нять на простейших калькуляторах.

Недостатком является неправомерность этих харак-теристик не только с позиций математической теориинадежности, но и здравого смысла. Действительно, поопределению:

МРП = Суммарная наработка всех установок за 1 год , (1)Число отказов

ННО = Суммарная наработка отказавших установок за 1 год. (2)Число отказов

Но понятие «суммарная наработка» неправомерно.Например, если 365 установок одного типа проработа-ют 1 сутки каждая без отказов, а одна установка друго-го типа проработает 365 суток, то ННО и МРП устано-вок обоих типов будут одинаковы. Однако в первомслучае испытания еще по-настоящему и не начина-лись!

Нельзя и суммировать отказы, имевшие место в про-цессе длительной эксплуатации, поскольку различна ихцена: отказ на малых наработках свидетельствует о до-пущенных просчетах, на больших — о высоком качествеоборудования.

ННО и МРП не учитывают, на какой стадии «жизни»находится оборудование, запущенное более чем 1 годназад. У каждой технической системы есть период«юности» для которого характерны приработочные от-


çÄìóçé-íÖïçàóÖëäàâ ÜìêçÄã68 Т Е Х Н О Л О Г И И Т Э К

Рис. 2. Динамика изменения оценок надежности системы скважина–УЭЦН производства «Новомет». 1 — количество установок, запущенных в эксплуатацию за период

а)

в) г)

б)


2�арсенал нефтедобычиИЗ АРХИВА№01|ИЮНЬ|2007

казы, «зрелости» и «старости» — когда обычны износ-ные отказы.

Кроме того, ННО не учитывает наработки оборудова-ния, не завершившиеся отказом, а это самые лучшиеэкземпляры!

Недостатки алгоритмов вычислений ННО и МРП при-водят к тому, что результаты их расчетов зависят от гра-фика ввода оборудования в эксплуатацию.

Приведем примеры расчетов ННО, МРП и T0,5 — га-рантированного ресурса наработки на отказ 50% уста-новок (одного из критериев, принятых в математиче-ской теории надежности). Были использованы эксплуа-тационные данные нефтяных компаний, работающих вЗападной Сибири. За время наблюдения оставались не-изменными как условия эксплуатации, так и применяе-мое оборудование. Полученные результаты приведенына рис. 2.

Видно, что надежность, рассчитанная по предлагае-мой методике, не менялась. Эмпирические характери-стики надежности изменялись существенно. Зависи-мость от времени наблюдения вытекает из их определе-ний. Действительно, поделим числитель и знаменатель(1) на общее число установок, получим:

МРП = Средняя наработка установки за 1 год ,Вероятность отказа

При увеличении времени наблюдения средняя наработ-ка остается примерно постоянной, а вероятность отказарастет, поэтому МРП будет уменьшаться, что и видно изрис. 2a. Аналогичным образом из (2) получаем:

ННО = Средняя наработка отказавшей установки за 1 год ,Вероятность отказов

Средняя наработка отказавших установок растет приувеличении времени наблюдения, т.к. на начальном пе-риоде выбывают самые слабые экземпляры. ПоэтомуННО существенно растет (см. рис. 2б–2г). Изменяя графикввода оборудования, можно сделать зависимости МРПи ННО немонотонными (см. рис. 2б).

Из определений (1) и (2) видно, что МРП станет рав-ным ННО, когда все оборудование доработает до отказа.

Далее будут даны примеры применения разработан-ной нами методики в различных нефтяных компаниях.Везде будет проведено сопоставление надежности обо-рудования «Новомета» и ведущих американских фирм.Подробно результаты представлены в [4-6] и на сайтекомпании www.novomet.ru.

Результаты применения методики в ведущих нефтяных компаниях

ОАО «Сургутнефтегаз»С середины 2002 г. «Новомет» начал поставлять в ОАО

«Сургутнефтегаз» полнокомплектные установки, кото-рые оснащались насосами износостойкого исполнения[4]. Идея конструкции износостойкого насоса описана в[8].

Общие сведения о результатах эксплуатации, по со-стоянию на 01.01.2005 г., приведены в табл. 1 и табл. 2.Видно, что отказы насосов и газосепараторов происхо-дили из-за «размытия» стенок направляющих аппара-тов ступеней и корпуса газосепаратора, т.е. не былисвязаны с абразивным износом подшипников. Этот типизноса был обнаружен в ходе эксплуатационных испы-таний. На стендах компании «Новомет» удалось его вос-произвести и установить механизм. Это позволило най-ти способ подавления данного износа и сконструиро-вать насосы с высоким сроком наработки в этих усло-виях. В настоящее время в «Сургутнефтегаз» поставля-ются эти новые усовершенствованные насосы и газо-сепараторы.

Табл. 2 содержит неполную информацию о структуреотказов, поскольку каждый отказ имеет разный вес вне


ИЮНЬ 2005 69№3

íËÔ ç‡˜‡ÎÓ ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËË ÇÒÂ„Ó ÏÓÌÚ‡ÊÂÈ Ç ‡·ÓÚÂ èÓ‰˙ÂÏ˚

í‡·Î. 1. é·˘ËÂ Ò‚Â‰ÂÌËfl Ó· ËÒÔÓÎ¸ÁÓ‚‡ÌÌ˚ı ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ˚ı ‰‡ÌÌ˚ı éÄé «ëÛ„ÛÚÌÂÙÚÂ„‡Á»

Установки «Новомет» с подачей 25 м3/сут. июль 2002 г. 136 18 108

Установки «Новомет» с подачей 79 м3/сут. декабрь 2002 71 44 27

Импортные установки с подачей 65 м3/сут. июль 2002 г. 473 355 118

èË˜ËÌ˚ ìÇççèà5-25 ìÇççèà5-79Отказ оборудования

í‡·Î. 2. èË˜ËÌ˚ ÓÚÍ‡Á‡ ÛÒÚ‡ÌÓ‚ÓÍ«çÓ‚ÓÏÂÚ» ‚ éÄé «ëÛ„ÛÚÌÂÙÚÂ„‡Á»

Отказ удлинителя 6% 14%

Размыв газосепаратора 1%

Размыв ступеней насоса 9%

Эксплуатационные отказы

Парафиновые пробки в НКТ 2%

Негерметичность НКТ 8% 27%

Неверный подбор установки 12%

ГТМ 25% 27%

Солеотложения в насосе 15%

Засорение насоса механическими примесями 7%

Прогар сростки кабельной линии 4%

Механическое повреждение кабельной линии 1% 5%

Не установлено 11% 9%

Прочее

В ожидании комиссии 5% 9%

Смонтированы повторно 2%


2� арсенал нефтедобычи ИЗ АРХИВАИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»

зависимости от времени работы до отказа. Однако наначальной стадии анализа надежности оборудованияструктуризация отказов, приведенная в табл. 2, можетбыть полезной. Далее, методами теории надежности ин-формация об отказах будет уточняться.

На рис. 3 приведены результаты расчетов надежностисистемы скважина–УЭЦН, эксплуатационной и конст-рукционной надежности. Видно, что продолжительностьбезотказной работы УЭЦН определяется в основномэксплуатационными факторами, причем, чем меньшеподача — тем больше эксплуатационных проблем. Кон-струкционная надежность существенно выше эксплуа-тационной. Кроме того, видно, что надежность устано-вок «Новомет» не ниже импортных.

На рис. 4 дан пример структурирования эксплуата-ционной надежности. Видно, что для малодебитных



Рис. 5. Ремонтопригодность узлов УЭЦН в ОАО «Сургутнефтегаз»:

1 — износостойкие насосы, 2 — износо-коррозионостойкие насосы, 3 — гидрозащиты, 4 — ПЭД

Рис. 6. Надежность оборудования в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»:

1 — надежность системы скважина–УЭЦН, 2 — эксплуатационнаянадежность, 3 — конструкционная надежность.а) – установки Новомет, б – импортные установки

Рис. 4. Эксплуатационная надежность в ОАО «Сургутнефтегаз»:1 — эксплуатационная надежность, 2 — ГТМ, 3 — солеотложения, 4 — негерметичность НКТ, 5 — неверный подбор, 6 — засорение.

Рис. 3. Надежность в ОАО «Сургутнефтегаз»: 1 — надежность системы скважина–УЭЦН, 2 — эксплуатационная надежность, 3 — конструкционная надежность, 4 — надежность системы скважина–УЭНЦ с импортными установками


25арсенал нефтедобычиИЗ АРХИВА№01|ИЮНЬ|2007

систем основными факторами, приводящими к сни-жению надежности, являются ГТМ, солеотложения инегерметичность НКТ. Доля риска, связанная с каж-дым из этих факторов, определена количественно.

По результатам разбора поднятого оборудования мо-жет быть определена его пригодность для повторногоиспользования, после проведения стандартных регла-ментных работ, которую будем называть ремонтопри-

годностью. Полученные результаты приведены на рис. 5.Наибольшую ремонтопригодность, как и следовалоожидать, имели ПЭД и гидрозащиты.

ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»Данная компания также приобретает полнокомплект-

ные установки, но в отличие от «Сургутнефтегаза», зна-чительная доля скважин эксплуатируется по технологииинтенсификации добычи. Общие сведения о результатах


ИЮНЬ 2005 71№3

íËÔ ç‡˜‡ÎÓ ÇÒÂ„Ó Ç ‡·ÓÚÂ èÓ‰˙ÂÏ˚˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËË ÏÓÌÚ‡ÊÂÈ

í‡·Î. 3. é·˘ËÂ Ò‚Â‰ÂÌËfl Ó· ËÒÔÓÎ¸ÁÓ‚‡ÌÌ˚ı˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ˚ı ‰‡ÌÌ˚ı éÄé«ëË·ÌÂÙÚ¸-çÓfl·¸ÒÍÌÂÙÚÂ„‡Á»

Насосы «Новомет» производительностью 124-280 м3/сут. август 2003 г. 103 31 72

Импортные насосы производительностью 160-560 м3/сут. август 2003 г. 96 30 66


í‡·Î. 4. é·˘ËÂ Ò‚Â‰ÂÌËfl Ó· ËÒÔÓÎ¸ÁÓ‚‡ÌÌ˚ı˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ˚ı ‰‡ÌÌ˚ı éÄé«û„‡ÌÒÍÌÂÙÚÂ„‡Á»

Насосы «Новомет» производительностью 124-280 м3/сут. январь 2003 г. 187 37 150

Импортные насосы производительностью 160-560 м3/сут. январь 2003 г. 76 22 54

Рис. 8. Конструкционная надежность узлов УЭЦН в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»: 1 – «Новомет», 2 – импорт

Рис. 7. Эксплуатационная надежность в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»1 — ГТМ, 2 – засорение, 3 — солеотложения, 4 – недостаточный приток


2� арсенал нефтедобычи ИЗ АРХИВАИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»

эксплуатации установок «Новомет» и аналогичных им-портных, по состоянию на 01.01.2005, приведены втабл. 3.

На рис. 6 показаны результаты расчетов надежностисистемы скважина-УЭЦН, эксплуатационной и конструк-ционной надежности. Как и в других случаях, продолжи-тельность безотказной работы УЭЦН определялась в ос-новном эксплуатационными факторами. Надежность ус-тановок «Новомет» оказалась примерно такой же, как иу импортных.

На рис. 7 структурирована эксплуатационная надеж-

ность системы скважина–УЭЦН с установками обоихпроизводителей. Видно, что влияние эксплуатационныхфакторов на надежность УЭЦН разных производителейпримерно одинаковая. Наиболее значимо влияние ГТМ,засорений и солеотложений.

На рис. 8 приведена конструкционная надежность на-сосов и ПЭД как производства «Новомет», так и импорт-ных. В пределах ошибки определения полученные зави-симости совпадают.

ОАО «Юганскнефтегаз»С позиций проводимого анализа данная компания

имеет следующие особенности. Во-первых, она не заку-пает полнокомплектные УЭЦН, а только их отдельныеузлы: насосы, ПЭД и т.д., из которых затем комплектуетУЭЦН. Во-вторых, в больших масштабах «Юганскнефте-газ» проводил гидроразрывы пластов, сопровождаю-щиеся закачкой проппанта в образовавшиеся трещи-ны и широко практиковал спуск УЭЦН на большую глу-бину (в область более высоких температур) [5]. Поэтомупогружное оборудование в данной компании работалов существенно более сложных условиях (см. ср. уровень на



Рис. 9. Надежность УЭЦН в ОАО «Юганскнефтегаз»: 1 — надежность системы скважина–УЭЦН с насосами Новомет, 2 — надежность системы скважина–УЭЦН с импортными насосами,3 — конструкционная надежность насосов Новомет.

Рис. 10. Надежность в ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»: 1 — надежность системы скважина–УЭЦН с насосами Новомет, 2 — надежность системы скважина–УЭЦН с импортными насосами,3 — конструкционная надежность насосов Новомет.

Рис. 11. Ремонтопригодность узлов УЭЦН в ООО «ЛУКОЙЛ-Западня Сибирь»: 1 — «Новомет», 2 — импорт.


í‡·Î. 5. é·˘ËÂ Ò‚Â‰ÂÌËfl Ó· ËÒÔÓÎ¸ÁÓ‚‡ÌÌ˚ı˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ˚ı ‰‡ÌÌ˚ı ééé«ãìäéâã-á‡Ô‡‰Ì‡fl ëË·Ë¸»

Насосы «Новомет» производительностью 25 м3/сут. апрель 2002 г. 924 424 500

Импортные насосы производительностью 50 м3/сут. январь 2001 г. 1224 458 766


2�арсенал нефтедобычиИЗ АРХИВА№01|ИЮНЬ|2007

рис. 2а и рис. 2в). Общие сведения о результатах эксплуа-тации, по состоянию на 01.02.2005, приведены втабл. 4.

На рис. 9 отображены результаты расчетов надежно-сти системы скважина–УЭЦН, эксплуатационной на-дежности УЭЦН и конструкционной надежности насосов«Новомет». Видно, что, как и в предыдущих случаях, об-щая надежность системы скважина–УЭЦН с насосами«Новомет» и импортными — совпадают. По-прежнемуконструкционная надежность существенно выше экс-плуатационной. Интересно отметить, что даже в слож-ных условиях эксплуатации в «Юганскнефтегазе», каквидно из рис. 9, более 60% насосов «Новомет» могут без-отказно работать более 1000 суток.

ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»В данной компании также не делается закупок полно-

комплектных УЭЦН, а покупаются отдельные узлы (насо-сы, ПЭД и т.д.), из которых затем комплектуются УЭЦН[6]. Но в отличие от «Юганскнефтегаза», на месторожде-ниях «ЛУКОЙЛа» нет широкомасштабной интенсифика-ции нефтедобычи. Общие сведения о результатах экс-плуатации, по состоянию на 01.01.2005 г. приведены втабл. 5.

На рис. 10 приведены результаты расчетов надежностисистемы скважина–УЭЦН, эксплуатационной надежно-сти УЭЦН и конструкционной надежности насосов «Но-вомет». Видно, что общая надежность системы скважи-на–УЭЦН с насосами «Новомет» и импортными — при-мерно равны. А конструкционная надежность насосовсущественно выше, точнее — не было зафиксированони одного случая отказа насоса в течение гарантийногосрока эксплуатации, равного 1 году. По действующему вданной компании регламенту оборудование, прорабо-тавшее более гарантийного срока, не подлежит комис-сионному разбору.

Ремонтопригодность узлов УЭЦН приведена на рис. 11.Видно, что насосы и ПЭД «Новомет» показали надежность

выше, чем соответствующее импортное оборудование.

ЗаключениеПредложена методика определения надежности по-

гружного оборудования по неполным эксплуатацион-ным данным. Каждый этап методики — от формирова-ния исходной выборки до получения результатов, строгоформализован средствами математической теории на-дежности. Полностью исключен субъективный фактор.Рассчитываются характеристики надежности, дающиеее исчерпывающее описание. Методика реализована ввиде компьютерной программы NovometStat-Pro.

Выполнен анализ эксплуатационных данных погруж-ного оборудования, работающего в Западной Сибири.Показано, что в настоящее время основной причинойотказов являются эксплуатационные факторы. Конст-рукционная надежность УЭЦН существенно выше экс-плуатационной надежности систем скважина-УЭЦН.

На большом статистическом материале показано, чтоконструкционная надежность оборудования «Новомет»не ниже импортного, эксплуатируемого российскимидобывающими компаниями в Западной Сибири.

Кроме того, методика позволяет на основании экс-плуатационных данных находить слабые узлы оборудо-вания, а значит, целенаправленно повышать качество.В ходе совместной работы с нефтяными компаниями вЗападной Сибири было создано оборудование с надеж-ностью, отвечающей современному мировому уровню.


ИЮНЬ 2005 73№3

Литература1. Hogan J. R. Performance benchmarking of ESP Installations//SPE

ESP Workshop, Houston, Texas (25-27 April 2001)

2. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические мето-

ды в теории надежности. М: Наука. 1965, 524 с.

3. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко

С.Д. Статистический анализ надежности погружных установок в

реальных условиях эксплуатации//Надежность и сертификация

оборудования для нефти и газа. 2003. №3, с. 28-34.

4. Нуряев А.С., Мухамадеев Г.Р., Перельман О.М., Слепченко С.Д.

Опыт создания высоконадежного отечественного погружного

оборудования// «Технологии ТЭК», 2004, №3, с.42-45.

5. Кудряшов С.И., Левин Ю.А., Маркелов В.Д., Перельман О.М., Пе-

щеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Надежность по-

гружного оборудования в осложненных условиях месторожде-

ний ОАО «Юганскнефтегаз» // «Технологии ТЭК», 2004, №5, с. 54-

59.

6. Инюшин Н.В., Валеев А.С., Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Ра-

бинович А.И., Слепченко С.Д. Оценка надежности погружного

оборудования в условиях эксплуатации ООО «ЛУКОЙЛ-Западная

Сибирь»// «Технологии ТЭК», 2004, №6, с. 51-55.

7. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимиза-

ции. М: Наука. 1978. 351 с.

8. 8. Ageev Sh.R., Kuprin P.B., Maslov V.N., Melnikov M.J., Perelman

O.M., Pescherenko S.N., Rabinovich A.I. Reliable low flowrate cen-

trifugal installations for oil production in complicated

conditions//SPE ESP Workshop, Houston, Texas 27-29 April 2005

По материалам доклада на конференции 23ND Annual Electric Submersible PumpWorkshop. The Woodlands, Texas. April 27-28, 2005.


2�

арсенал нефтедобычи продукция

2�арсенал нефтедобычиПРОДУКЦИЯ№01|ИЮНЬ|2007


ПЕРЕЧЕНЬ ПРОДУКЦИИ ГК «НОВОМЕТ»ТОВАРНЫЕ ГРУППЫ ТОВАРНАЯ НОМЕНКЛАТУРА

Насосы и насосные секции

Базвовое исполнениеИзнососстойкое исполнениеКоррозионностойкое исполнениеИзносокоррозионностойкое исполнение

Ступени по отдельным заказамПорошковые Литые

Гидрозащиты Гидрозащиты

Погружное оборудование для работы с повышенным газовым фактором

ГазосепараторыГазосепараторы-диспергаторыДиспергаторы

Погружные электродвигатели (ПЭД)

Погружные электродвигатели асинхронныеПогружные электродвигатели асинхронные компаудированныеПогружные электродвигатели вентильныеПогружные электродвигатели вентильные компаудированные

Кожухи к погружным электродвигателям Кожухи к погружным электродвигателям

Кабельная продукцияКабельКабельная линияКабельный удлинитель

ЭлектрооборудованиеСистемы телеметрииСтанции управления

Модули входные Модули входные

КлапаныКлапаны обратные герметичныеКлапаны обратные опрессовочныеКлапаны обратные

Шламоуловители Шламоуловители верхниеШламоуловители нижние

Фильтры погружные

Фильтры входные с пенометаллическим фильтрэлементом (ВФ)Щелевые фильтры (ЖНШ)Скважинные пенометаллические фильтры (СПМФ)Скважинные щелевые фильтры (ФСЩ)Контейнер скважинный с твердым реагентом (КСТР)Сепаратор механических примесей

Системы поддержания пластового давления (ППД)

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

Фильтры для систем ППДФильтры для нагнетательных скважин (ФНСБ)Фильтры на воду самоочищающиеся в блочном исполнении (ФВСБ)Сепаратор механических примесей наземный

Насосы струйные Насосные эжекторные системы (НЭСП)Протектолайзеры ПротектолайзерыЭлеваторы монтажные Элеваторы монтажные

Стенды тестирования оборудования

Стенд приемо-сдаточных испытаний ПЭД в режиме холостого ходаСтенд приемо-сдаточных и периодических испытаний ПЭД с нагрузкой до 160 кВт Стенд испытаний ГидрозащитГоризонтальный стенд испытания насосных секцийСтенд определения тока утечки кабельных линий и удлинителей

Прочие стенды

Горизонтальный стенд испытания ступеней погружных центробежных электронасосовСтенд вакуумного заполнения маслом ПЭДШкаф токовой сушки статоровСтенд вакуумной сушки статоровСтенд для разборки секций ПЭДСтенд для сборки секций ПЭДСтенд мойки статоров ПЭДСтенд механизированной мойки статоров ПЭДСтенд мойки валов ПЭДСклад-штабеллерСтенд консервации насосовСтенд внутренней мойки насосовСтенд наружной мойки щелевого типаСтенд сборки насосных секцийСтеллаж для хранениия валовСтеллаж для хранения трубПресс для запрессовки и распрессовки статоров ПЭД

Запчасти Запчасти и комплектующие для ремонта и модернизации выпускаемого оборудованияСервисные услуги Услуги по обслуживанию и ремонту выпускаемого оборудования

�0 арсенал нефтедобычи ПРОДУКЦИЯИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»


ТИпОРАЗМЕРЫ УСТАНОВОК

Тип установки

Подача, м3/сут

УВННП3- 60 80

УВННП4- 20 30 50 80 160 200

УВННП5- 15 25 30 44 59 79 125 160 200 500

УВННП5А- 35 50 80 100 124 159 199 250 280 320 400 500 700 900

УВННП6- 800 1000 1250

УВННП6А- 130 250

УЭЦНП7- 1000 1600 2000

УЭЦНП7А- 340 470 750 1000 1250 1600 2000

УЭЦНП8- 500 750 1000 1600 2000 2500 3000 4000

порошковые ступени литые ступени 100 подготовка производства 100 серийные установки

пОГРУжНЫЕ элЕКТРОдВИГАТЕлИ

НаименованиеДиапазон мощностей, кВт

односекционные двухсекционные трехсекционные

ПЭД 96 16-32 45-56 70

ПЭД 103 16-80 70-160 180

ПЭД 117 12-125 125-250 270-300

ПЭД 130 63-145 180-300 350-450

ПЭД 143 - в разработке 63-220 150-370 550

ПЭД 185 100-400 450-550 -

ГИдРОЗАЩИТЫ

Наименование

Пер

едав

аем

ая

мощ

ност

ь, к

Вт

Мак

сим

альн

о до

пуст

имая

наг

рузк

а на

пят

у, к

г

Максимально допустимый напор насоса в метрах при диаметре вала секции насоса в мм. Рабочие колеса плавающие

∅14 ∅17 ∅20 ∅22 ∅25 ∅34 ∅42

ГЗН-86 70 560 - 2500 - - - - -

ГЗН-92 90 680 4400 2900 2200 - - - -

2ГЗН-92 200 680 4400 2900 2200 - - - -

ГЗН-103 125 930 - - 2900 2500 2000 - -

2ГЗН-103 300/350* 930 - - 2900 2500 2000 - -

ГЗН-114 380 1200 - - 3800 3100 2500 - -

ГЗН-123 380 1380 - - - 3600 2800 - -

ГЗН-136 700 1600 в разработке

ГЗН-172 980 2700 - - - - - 2800 2000

�1арсенал нефтедобычиПРОДУКЦИЯ№01|ИЮНЬ|2007


100 серийные установки

ЩЕлЕВЫЕ фИлЬТРЫ жНш

Наименование Наружный диаметр, ммМакс. пропускная

способность, м3/сутТонкость фильтрации, мкм

ЖНШ5-3* 92 75 100ЖНШ5-4 100ЖНШ5-5 120ЖНШ5-6 145ЖНШ5-7(3+4) 170ЖНШ5-8(4+4) 190ЖНШ5-9(4+5) 220ЖНШ5-10(5+5) 240ЖНШ5-11(5+6) 265ЖНШ5-12(6+6) 290ЖНШ5А-3 103 80ЖНШ5А-4 105ЖНШ5А-5 130ЖНШ5А-6 160ЖНШ5А-7(3+4) 185ЖНШ5А-8(4+4) 205ЖНШ5А-9(4+5) 225ЖНШ5А-10(5+5) 250ЖНШ5А-11(5+6) 280ЖНШ5А-12(6+6) 305ЖНШ5-3* 92 115 200ЖНШ5-4 150ЖНШ5-5 180ЖНШ5-6 220ЖНШ5-7(3+4) 260ЖНШ5-8(4+4) 290ЖНШ5-9(4+5) 330ЖНШ5-10(5+5) 360ЖНШ5-11(5+6) 400ЖНШ5-12(6+6) 440ЖНШ5А-3 103 120ЖНШ5А-4 160ЖНШ5А-5 200ЖНШ5А-6 240ЖНШ5А-7(3+4) 280ЖНШ5А-8(4+4) 310ЖНШ5А-9(4+5) 340ЖНШ5А-10(5+5) 380ЖНШ5А-11(5+6) 420ЖНШ5А-12(6+6) 460

ГАЗОСЕПАРАТОРЫ, ГАЗОСЕПАРАТОРЫ-ДИСПЕРГАТОРЫ, ДИСПЕРГАТОРЫНаименование Диапазон подач, м3/сут

Газосепаратор ГНИ-5-250 10…250

ГНИ-5А-250 70…250

2ГНИ-5-250 10…250

2ГНИ-5А-250 70…250

Газосепаратор- диспергатор ГДНИ-5-250 10…250

ГДНИ-5А-250 70…250

2ГДНИ-5-250 10…250

2ГДНИ-5А-250 70…250

Диспергатор ДНИ-5-250 10…350

ДНИ-5А-250 70…350

ДНИ-5А-500 350…600

ДНИ-5А-700 550…850

СЕРВИСНЫЕ УСЛУГИ ГК «НОВОМЕТ»Консалтинговые услуги по применению нефтепромыслового оборудования Подбор и комплектация оборудования для скважин с различными условиями эксплуатации Прокат нефтепромыслового оборудования Аренда нефтепромыслового оборудования;Супервайзинг - высококвалифицированное сопровождение нефтепромыслового оборудования, конт-

роль соответствия техническим условиям завода-изготовителя при эксплуатации и обслуживании обору-дования

Монтаж, запуск и вывод на режим Обслуживание во время эксплуатации Осуществление подконтрольной эксплуатации поставляемого оборудования Текущий и капитальный ремонт Обслуживание и ремонт наземного оборудования Реконструкция существующих стендов тестирования насосных секций с заменой запорной аппаратуры,

контрольно-измерительной системы и программного обеспечения Разработка и внедрение технологии пилотных проектов Продажа и сопровождение программного обеспечения по подбору системы “пласт - скважина - погруж-

ная установка” Выполнение проектных работ для ППД, проекты БКНС и шурфов Выполнение конструкторских работ и изготовление оборудования или его элементов по технической до-

кументации или техническому заданию Заказчика Обучение персонала Заказчика

Documents

Арсенал нефтедобычи #1