Арсенал нефтедобычи #9, 2010

ИЮНЬ I 2010

№1(9)

И Н Ф О Р М А Ц И О Н Н Ы Й Б Ю Л Л Е Т Е Н Ь Г Р У П П Ы К О М П А Н И Й « Н О В О М Е Т »

3АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010

«Арсенал нефтедобычи»Информационный бюллетень ГК «Новомет»

№1 (09), июнь, 2010

Главный редактор:Юрий Цветков

Выпускающий редактор:Алексей Мальцев

Дизайн и верстка:Павел ВерещагинЭдуард Шидриков

Идея обложки:Алексей Мальцев

Дизайн обложки:Владимир Сушинцев

Редакционная коллегия:

О.М. ПерельманГенеральный директор ЗАО «Новомет-Пермь»

А.И. РабиновичСоветник генерального директора по науке

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 «Новомет-Пермь»

А.В. МальцевСекретарь редакционной коллегии

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

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

www.novomet.ru

В подготовке выпуска приняли участие:И. Герасимов, В. Коновалов, С. Поздеев

Тираж:999 экземпляров

Полное и частичное воспроизведение опубликованных в издании материалов допускается только с

письменного разрешения редакции

© ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ», 2010

НОВОСТИ КОМПАНИИ

4 Покорение боковых стволов

Нефтяной форум в столице

В жарком климате Судана

НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ

6ЭКОНОМИТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ЭФФЕКТИВНО/ Данила МАРТЮШЕВ /

10 «ИНТЕЛЛЕКТ» УСТАНОВКИ/ Владимир СИДОРОВ /

12ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МУЛЬТИФАЗНЫХ НАСОСОВ И ГАЗОСЕПАРАТОРОВ/ Сергей ПЕЩЕРЕНКО, Алексей ДОЛГИХ /

ПРОИЗВОДСТВО

18 УВЕЛИЧИВАЯ ОБОРОТЫ/ Дмитрий ГОРБУНОВ /

НИОКР

22 ЗНАКОМЬТЕСЬ: ИННОВАЦИЯ/ Олег ПЕРЕЛЬМАН, Александр РАБИНОВИЧ,Евгений ПОШВИН /

26НАДЕЖНОСТЬ МАЛЫХ ПАРТИЙ НОВОГО ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ/ Олег ПЕРЕЛЬМАН, Александр РАБИНОВИЧ,Сергей ПЕЩЕРЕНКО, Сергей СЛЕПЧЕНКО /

ПЕРЕЧЕНЬ ПРОДУКЦИИ ГК «НОВОМЕТ»

32 Погружное оборудование

Системы ППД

35 Сервисные услуги

В НОМЕРЕ

4 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010 КОРПОРАТИВНОЕ ИЗДАНИЕ ГРУППЫ КОМПАНИЙ «НОВОМЕТ»

Нд (м)

Q (м3/сут)

F (Гц)

Pз (атм)

Pб (атм)

PлI

(а)Н

2О

%Загр.

1312 51 161 6 20 19,5 12,5 65 32

Эксплуатируемый объект

Центратор

ТМС

ПВЭД

Протектолайзер

Гидрозащита

Входной модуль

Насос

Кабельная линия

НКТ

Колонна Ø114 мм

бипова и директора производствен-ного департамента Игоря Гутуева.

Как пояснил Ирик Хабипов, ранее скважина № 30220 находилась в про-стаивающем фонде. После забурки 1 марта 2010 г. бокового ствола (� 114 мм, толщина стенки 7,4 мм) был про-веден ГРП, а затем - шаблонировка колонны под малогабаритный ЭЦН. Установка успешно зашла в боковой ствол и была спущена на глубину 2443 м. Запуск произвели в 21 час. 40 мин., подача появилась при частоте 150 Гц.

Актуальность перспективной тех-нологии и инновационного оборудо-вания в том, - добавил Игорь Гутуев, - что оно позволяет производить до-бычу пластовой жидкости из бокового ствола диаметром менее 100 мм, тем самым увеличивая дебит скважины и снижая затраты на бурение. До этого подобное оборудование с вентильным

ПОКОРЕНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

Технология бурения боковых ство-лов в последние годы получила широ-кое применение. Она является одной из наиболее эффективных, позволяя:

� увеличить производительность малодебитных скважин;

� повысить добычу нефти на ме-сторождениях, находящихся на позд-ней стадии разработки;

� увеличить коэффициент извлече-ния нефти из пластов;

� вовлечь в разработку выше- и ни-жележащие продуктивные пласты;

� вернуть в эксплуатацию нефтя-ные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.

Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не за-действованные участки пласта, а так-же трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представля-лась возможной. Стволы забуривают-ся из основной скважины и имеют, как правило, большие углы наклона и ма-лые диаметры.

12 апреля 2010 года впервые в прак-тике внедрена в эксплуатацию уста-новка 3-го габарита в боковом стволе (скважина №30220, куст 781 на Самот-лорском месторождении ОАО «Самот-лорнефтегаз»). Диаметр эксплуатаци-онной колонны скважины – 168 мм.

Монтаж УЭЦН 3 габарита в боковой ствол был осуществлен при техниче-ской поддержке главного инженера ОАО «Самотлорнефтегаз» Ирика Ха-

двигателем в боковых стволах не при-менялось.

Напомним, что 2-го ноября 2008 г. первая установка 3 габарита была спущена в основной ствол скважины №102 Спиридоновского месторожде-ния НГДУ «Бузулукнефть». По причине ГТМ 31 мая 2010 года установка де-монтирована. Наработка ее состави-ла 574 сут.

В качестве привода в УЭЦН 3 габа-рита используются вентильные двига-тели с наружным диаметром 81 мм и КПД 88,6%. При частоте вращения от 2 850 до 6 000 об/мин диапазон подач насосов составляет 40-240 м3 в сутки, КПД – 53%, а максимальный допусти-мый напор – 3500 м.

� Параметры работы скважины на 13.04.2010

5АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010НОВОСТИ КОМПАНИИ

НЕФТЯНОЙ ФОРУМ В СТОЛИЦЕ

21-23 апреля в Москве в отеле «Ре-нессанс Москва» состоялась 7-я Меж-дународная практическая конферен-ция и выставка «Механизированная добыча 2010». Традиционным участни-ком и конференции, и выставки явля-ется ГК «Новомет».

Нашу компанию представляли ге-неральный директор ООО «Новомет-Сервис» Фархат Хафизов, директор Департамента инновационных разра-боток ЗАО «Новомет-Пермь» Евгений Пошвин и начальник аналитического отдела ООО «Новомет-Сервис» Сер-гей Слепченко.

Конференции данной серии, первая из которых прошла в 2004 году, еже-годно собирают техническую, управ-ленческую и маркетинговую элиту не-фтяной отрасли для обсуждения клю-чевых тенденций развития сервиса и технологий эксплуатации механизиро-ванного фонда скважин.

На протяжении шести лет это ме-роприятие проходило с участием всех без исключения ведущих российских и зарубежных производителей полно-

комплектных систем механизирован-ной добычи и большинства добываю-щих компаний (ежегодно - более 350 участников). Отличительной особен-ностью Конференции 2010 года стало участие в ее подготовке и проведении членов Экспертного Совета по меха-

В ЖАРКОМ КЛИМАТЕ СУДАНА

Специально для нефтедобываю-щих предприятий Судана компания «Новомет» разработала и изготови-ла две Высоковольтные Комплект-ные Станции Управления (ВКСУ). Станции рассчитаны на напряжение питания 33 кВ, и укомплектованы входным и выходным трансформа-торами. Вся электроника ВКСУ на-ходится в отсеке с мощными конди-ционерами, защищена от темпера-туры, влаги и насекомых. Оборудо-вание может работать при темпера-туре окружающей среды до +550С и выше. Для удобства Заказчика ком-пьютер станции полностью адап-тирован к американской системе измерения (фунты на квадратный дюйм, фарингейты и т. д.).

Для проведения испытания был спроектирован специальный стенд с повышающим трансформатором. Испытания прошли успешно, обору-дование признано полностью удо-влетворяющим желаниям Заказчи-ка. Станциям предстоит долгий мор-

низированной добычи нефти, что по-зволило организаторам максималь-но насытить программу мероприятия наиболее интересными докладами. Отметим, что в состав Совета вошел директор по науке ЗАО «Новомет-Пермь» Александр Рабинович, пред-ставивший собравшейся публике свой доклад «Еще раз о национальной не-фтесервисной компании».

Среди ключевых тем саммита сле-дует отметить такие, как анализ ра-боты механизированного фонда сква-жин, развитие сервиса, новые тех-нологии и оборудование для добы-чи нефти, энергосберегающие техно-логии, осложненные условия эксплу-атации (солеотложения, мехпримеси, коррозия, высокий газовый фактор, АСПО) и другие.

Со своим докладом выступил и представитель нашей компании: Сер-гей Слепченко проанализировал опыт сотрудничества «Новомета» с нефте-добывающими компаниями как Рос-сии, так и ближнего зарубежья, и по-делился с участниками видением пер-спектив и возможностей проката УЭЦН в современных условиях.

ской путь. Впереди - обучение пер-сонала Заказчика, запуск на сква-жине и серьезная конкуренция со

стороны других производителей оборудования, которое использует-ся в Судане.

� Данила МартюшевЗам главного конструктора ЗАО «Новомет-Пермь»

НА

ЗАМ

ЕТК

У Н

ЕФТЯ

НИ

КУ

Экономить электроэнергию эффективно

7АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010ПОГРУЖНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ | СИСТЕМЫ ППД | СЕРВИС

Очевидно, что для повышения эф-фективности погружной системы в первую очередь необходимо повысить эффективность двух этих основопола-гающих элементов. Как проектиров-щики и изготовители погружного обо-рудования, мы уже в процессе проек-тирования оборудования закладываем в него все основные характеристики, и соответственно поставили себе задачу - повысить его КПД. Вначале «сконцен-трировались» на насосе и двигателе, как на элементах, где происходят мак-симальные энергопотери. После этого мы сформулировали в целом основные требования к самому понятию «энерго-эффективная установка».

Это прежде всего:1. Снижение затрат электроэнергии

при добыче нефти.2. Конкурентная цена.3. Обеспечение надежности на уров-

не серийного оборудования.4. Снижение затрат на ремонт.Главным показателем, характеризу-

ющим потребление энергии, является КПД. На сегодняшний день компани-ей разработаны новые ступени и новые типоразмеры насосов, КПД которых находится на общемировом уровне, а иногда и превышает его. Например, если говорить про 5А габарит, то сред-ний уровень КПД - 70% (см. график 1).

Также компанией разработан новый тип двигателей – вентильные (двигате-ли на постоянных магнитах), принципи-ально отличающиеся от асинхронных другим уровнем КПД. Так, если в 117 га-барите у асинхронного двигателя КПД 84%, то у вентильного - 92%.

Вентильные машины сегодня выпу-скаются двух типоразмеров: диаме-тром 81 мм и 117 мм. Скорость враще-ния – от 1500 до 6000 оборотов в мину-ту. Мощность – от 12 до 400 кВт. Сле-дует подчеркнуть, что компания «Но-вомет» - единственная, производящая вентильные машины 81 габарита*.

Теперь – об энергоэффективных установках в целом. На сегодняшний день из десяти производимых типораз-меров они выпускаются в 4-х габари-тах:

� 3-й с диапазоном подач от 40 до 240 м3/сут;

� 5А с диапазоном подач от 100 до 950 м3/сут;

� 7А с диапазоном от 400 до 1450 м3/сут;

� 8-й габарит с подачей от 1600 до 4000 м3/сут (см. таб. 1).

Для общего анализа и расчетов возь-мем ступень 5А-500 (см. график 2). Эта ступень сегодня серийно выпускается

Как производитель оборудования для добычи энергоресурсов, компания «Новомет» проводит расчет энергозатрат и энергопотерь выпускаемых установок.

В результате данного анализа специалисты ГК «Новомет» пришли к следующим выводам:

� Доля общей полезной мощности средней установки равна 39%.

� Все остальное – 61% - переходит в тепло и тратится на обогрев окружающей среды (т. е. впустую).

� Потери электроэнергии происходят в основном в двух элементах установки (см. диаграмму 1):

� Погружной насос (преобразование механической энергии в гидравлическую) – 29%.

� Погружной электродвигатель (преобразование электрической энергии в механическую) – 13%.

� График 1. КПД насосов 5А габарита

Насос Двигатель

Серийная установка 5А�500�2000

Кабель НКТ СУ ТМПН

0

5

10

15

20

25

30%

13

29

10

43 2

� Диаграмма 1. Потери в УЭЦН

* Более подробно о вентильных двигателях в данном номере см. статью Д. Горбунова «Увеличивая обороты» на стр. 18.


большинством заводов-изготовителей. Сравнение ступеней в данном типораз-мере будет справедливо для всех про-изводителей отечественного оборудо-вания, поскольку КПД здесь пример-но одинаков и находится в диапазоне от 55 до 57% (мы сравнили 3 серийных ступени 3-х крупнейших российских производителей).

В 2009 – 2010 гг на «Новомете» раз-работана энергоэффективная сту-пень, обладающая повышенным КПД, ее расходно-напорная характеристи-ка представлена на графике 3. На нем видно, что КПД в рабочей зоне дости-гает 69%.

Подход к компоновке энергоэффек-тивных установок может быть разным. По желанию Заказчика мы можем ком-поновать установку только вентильным двигателем (все остальное – как для серийной продукции), при этом получая определенную экономию электроэнер-гии. Можем – только энергоэффектив-ным насосом. Но мы предлагаем ком-плексное решение, используя и насос, и двигатель с повышенным КПД. Тог-да Заказчик получит комплексную вы-году, которая будет больше (диаграм-ма 2), чем простое арифметическое сложение эффективностей. При этом уменьшается длина установки, что зна-чительно упрощает монтаж и улучша-ет эксплуатационные характеристики. Также это дает возможность работы в колоннах с повышенным углом искрив-ления.

Уменьшение длины установки дости-гается увеличением ее оборотов.

Очень важно, чтобы при работе энер-гоэффективных УЭЦН на повышенных оборотах их надежность не снижалась. Поскольку нельзя взять обычную се-рийную конструкцию и долговременно эксплуатировать ее на скорости выше 4500 об/мин, мы сконструировали и освоили производство новых электро-двигателей, в которых своя схема рас-положения подшипников, позволяю-щая работать со скоростью до 6000 об/мин. Также мы предлагаем новую кон-струкцию насосов, в которых применя-ются свои материалы для рабочих ор-ганов, своя схема расположения под-шипников для обеспечения надежной работы на повышенных оборотах (до 6000 об/мин).

Если сравнивать габаритные и энер-гетические характеристики между обычной серийной установкой 5А-500-2000 и энергоэффективной с теми же самыми расходом и напором, то мы увидим снижение длины более, чем в 2 раза, и снижение потребляемой мощности более, чем на 50 кВт (диа-грамма 3).

� График 2. Характеристики существующих УЭЦН 5А-500

ЭЦН5А-500 при 2910 об/мин

� График 3. Характеристики ступеней ЭЦН5А

� Таб. 1. Типоразмеры установок

9АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ

Предлагаемый подход допускает множество конфигураций энергоэффективной установки.

� Диаграмма 2. УЭЦН 5А-500-2000 – варианты исполнения

� Диаграмма 3. УЭЦН 5А-500-2000

� Диаграмма 4. Энергетические потери по составляющим УЭЦН 5А-500-900

Продолжая сравнение, подчеркнем, что в насосе ЭЭУ произошло снижение энергопотерь с 85 до 51 кВт. Казалось бы, при увеличении КПД на 10 пунктов ожидаемое сокращение потерь долж-но быть на четверть (с 40% до 30%). Но не следует забывать, что общая мощ-ность насоса, которая принимается за 100%, также уменьшилась, и мы полу-чаем общее снижение потерь уже не на 1/

4, а на 1/

3.

Еще большее снижение потерь мы видим в двигателе (более чем в 2 раза) – с 39 кВт до 18 кВт. Это происходит как за счет снижения мощности насо-са, так и за счет повышения КПД дви-гателя.

Изменив только насос с двигателем, и не меняя другие части установки, мы получим выигрыш в энергопотерях и в кабеле (за счет снижения тока). То же самое касается станции управления и трансформатора.

Если в установке применять толь-ко вентильный двигатель, то сниже-ние энергопотерь будет составлять 7%, если к нему добавить энергоэффек-тивный насос, - снижение составит уже 22-25%.

Именно поэтому мы предлагаем для повышения энергосберегающего эф-фекта применять комплексное реше-ние «двигатель + насос».

Мы провели анализ, подсчитав, ка-кое количество электроэнергии и де-нежных средств будет экономиться при применении энергоэффективной установки (рассматривался 5А габарит с подачей 500м3/сут. и напором 2000 м).

Получилось, что за 1 год экономиче-ский эффект только в плане электроэ-нергии составляет более 1 000 000 ру-блей. За 3 года работы экономия в це-лом будет равняться 4 000 000 рублям. Это значительно больше стоимости са-мой установки.

Вышеназванные цифры на сегодня проверены на стендах ОКБ БН.

Для чистоты эксперимента были из-готовлены 2 установки в 5А габари-те на 500 м3/сут с напором 900 м. для стендовых испытаний и спущены в скважины ОКБ БН «Коннас». Обе уста-новки запустили, вывели на номиналь-ный режим (подача 500 м3/сут.), зафик-сировали, произвели замер потребле-ния электроэнергии из сети и увидели разницу в 24% по сравнению с обычной серийной установкой (см. диаграмму 4).

Это – экономия лишь от рабо-ты одной установки! Если рассчитать, сколько киловатт и рублей будет эко-номиться при работе 100 таких устано-вок, сколько – при 1000, то выгоду от внедрения данного оборудования пе-реоценить будет крайне сложно.

НА

ЗАМ

ЕТК

У Н

ЕФТЯ

НИ

КУ

� Владимир СидоровЗам Директора Департамента инновационных разработок

«Интеллект» установки


Когда возникла идея производить собственные станции управления, на рынке нефтяного оборудования Рос-сии было достаточно представлено по-добных элементов наземного обору-дования. Повторяться, тиражировать уже существующие схемы не хотелось, надо было сделать шаг вперед. Почув-ствовать сложившиеся тенденции и во-плотить их в жизнь.

Одна из задач, стоявших перед нами на тот момент – осуществить адаптив-ное управление УЭЦН (подстройка под меняющиеся условия эксплуатации), реализовать эффективную защиту по-гружного и наземного оборудования, объединить возможности программно-го продукта «NovometSel-Pro», его ма-тематических инструментов с возмож-ностями станции управления. Добить-ся того, чтобы станция самостоятель-но выбирала наиболее благоприятный (оптимальный) режим эксплуатации.

При создании данной системы были применены перспективные разработ-ки в области машиностроения, в част-ности, частотный преобразователь с

векторным управлением, что позво-ляет реализовать режимы энергосбе-режения привода и повысить КПД на-земного и погружного оборудования. Станция управления содержит счетчик электроэнергии для мониторинга энер-гоэффективности, встроенный выход-ной синусный фильтр. Система осна-щена контроллером на базе индустри-ального компьютера с графическим дисплеем, имеет «запас» памяти и бы-стродействия.

В настоящее время мы приступи-ли к третьему этапу (вслед за созда-нием погружных датчиков и станции управления) – разработке «расширен-ных» алгоритмов управления. Для это-го компьютер станции обладает всеми необходимыми ресурсами, в частно-сти – возможностью наращивать в бу-дущем свое программное обеспечение

В целом проект идет параллельно с проектом «Вентильные двигатели». В самом начале станция проектирова-лась как универсальная, то есть, со-вместимая как с асинхронными, так и с вентильными машинами, которые

со временем должны прийти на смену асинхронным.

В заключение - несколько слов о те-леметрической системе «Новомет». Ее особенностью является то, что расши-рен набор измеряемых параметров – расход, обводненность, один из датчи-ков температуры расположен в голов-ке двигателя.

Система погружной телеметрии предназначена для регистрации и из-мерения следующих параметров: дав-ления и температуры пластовой жидко-сти на входе в насос и на выкиде, тем-пературы масла ПЭД, вибрации ПЭД и насоса, сопротивления изоляции.

Погружной блок телеметрии присое-диняется к основанию электродвигате-ля, с него информация передается че-рез силовой кабель питания ПЭД в на-земный блок. Контроллер наземного блока обрабатывает и передает данные погружных и наземных датчиков кон-троллеру станции управления. На осно-вании этих данных будут реализованы адаптивные алгоритмы управления и защита погружной установки.

Запуск скважины, ее устойчивая работа без присутствия человека, - тот продукт, которого ждут нефтяники и к которому стремятся производители нефтепогружного

оборудования последние несколько лет. Факт появления термина «интеллектуализация установки» говорит сам за

себя. Насколько близка к этому компания «Новомет», и пойдет речь в статье.

� Цветной дисплей для отображения информации в символьном и графическом виде � Наземный блок ТМС

НА

ЗАМ

ЕТК

У Н

ЕФТЯ

НИ

КУ

� Сергей ПещеренкоНачальник Инженерно-технического центра «Новомет», доктор физико-математических наук

� Алексей ДолгихИнженер-исследователь ИТЦ ЗАО «Новомет-Пермь»

Области применения мультифазных насосов и газосепараторов


При эксплуатации УЭЦН в условиях, когда на входе в установку имеется нерастворённый газ и абразивные частицы, нетривиальным становится вопрос о выборе

предвключенного устройства: газосепаратора или мультифазного насоса.

Давление в скважинной жидко-сти уменьшается по мере ее движе-ния вверх по стволу. Как только оно сравнивается с давлением насыще-ния, в скважинной жидкости появля-ются пузырьки газа, ухудшающие ра-бочие характеристики ЭЦН. Поэтому все чаще УЭЦН оснащаются пред-включенными газосепараторами или мультифазными насосами. Статья по-священа проблеме выбора типа пред-включенных устройств.

Абразивостойкие газосепараторы

Центробежный газосепаратор яв-ляется классическим и наиболее ши-роко распространённым предвклю-чённым устройством, предназначен-ным для уменьшения вредного влия-ния нерастворённого газа на работу ЭЦН. Принцип его работы заключа-ется в центробежном отделении газа от жидкости и сбросе газа в затруб-ное пространство. Отметим основные проблемы, возникающие при приме-неннии газосепараторов:

� В самом принципе работы газо-сепаратора заложен главный недо-статок этого устройства – за счёт цен-тробежных сил не только отделяет-ся газ от жидкости, но и твердые ча-стицы отбрасываются к стенкам за-щитной гильзы. Там частицы захва-тываются вихрями, всегда имеющи-мися в газосепараторах традицион-ной конструкции со шнеком постоян-ного шага и кавернообразующим ко-лесом. Вихри повышают локальную концентрацию частиц в десятки раз, что ведёт к быстрому износу защит-ной гильзы, вплоть до сквозного пе-ререзания корпуса.

� Распространенным осложняю-щим фактором является отложение солей в насосах. Сброс углекисло-го газа в затрубье, т.е. понижение его концентрации в смеси проходящей че-рез насос ускоряет отложение солей.

� Применение газосепараторов в скважинах с вышеустановленными пакерами требует либо установки пе-

репускного клапана, либо струйно-го насоса, что уменьшает надёжность УЭЦН.

� Нельзя устанавливать газосе-паратор на горизонтальных участ-ках скважин: сбрасываемая в затру-бье газожидкостная смесь всегда со-держит твердые частицы, поэтому происходит постепенное засорение ими этого участка, вплоть до невоз-

можности последующего извлечения установки.

На сегодняшний день компания «Новомет-Пермь» выпускает две кон-струкции газосепараторов, защищен-ные от абразивного износа: с вин-товой гильзой [1] и геликоидальным шнеком [2].

Конструкция с винтовой гильзой имеет повышенную абразивную стой-кость. Она может быть применена в любом центробежном сепарато-ре, содержащем шнек. Ее особенно-стью является наличие спиральных лопастей на внутренней поверхности гильзы (см. рис. 1). Скелетная линия этих лопастей закручена по отноше-нию к лопастям шнека в противопо-ложную сторону. Жидкость, взаимо-

� Рис. 1. Конструкция гильзы со спиральными лопастями на внутренней поверхности

� Рис. 2. Геликоидальный шнек переменного шага 1, состоящий из втулки 2 с вин-тообразными лопастями 3, наклоненными в сторону потока жидкости

14 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010 КОРПОРАТИВНОЕ ИЗДАНИЕ ГРУППЫ КОМПАНИЙ «НОВОМЕТ»14 АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010 КОРПОРАТИВНОЕ ИЗДАНИЕ ГРУППЫ КОМПАНИЙ «НОВОМЕТ»

� Рис. 3. Износ защитной гильзы газосепаратора с гладкой гильзой после 100 часов стендовых ускоренных испытаний

� Рис. 4. Износ винтовой гильзы газосепаратора после 100 часов стендовых ускоренных испытаний

к его лопастям. Силы трения между частицами и лопастями препятствуют их перемещению к корпусу газосепа-ратора.

На рис. 3 – 5 приведены результаты стендовых исследований газосепара-торов различных конструкций. Усло-вия проведения исследований подо-браны таким образом, что 40 часов на стенде соответствуют 1 году в сква-жине.

Как видно из представленных ре-зультатов, защитная гильза через 100 часов полностью перерезается в рай-оне напорного шнека.

У газосепаратора с винтовой гиль-зой в первую очередь изнашивается винтовой бурт на защитной гильзе, и только после этого начинается износ тела гильзы. При этом износ винтово-го бурта идёт значительно медленнее, чем износ гладкой гильзы.

Скорость износа защитной гиль-зы газосепартора с геликоидальным шнеком сопоставима с аналогичны-ми результатами винтовой гильзы в первые 100 часов, но при дальней-шей работе она будет примерно в три раза ниже, т.к. износ винтовой гильзы ускорится после полного износа вин-тового бурта.

Как уже упоминалось выше, одной из проблем при использовании газо-сепаратора является интенсифика-ция солеотложений в установке, вы-званная сбросом углекислого газа в затрубье. Для решения данной про-блемы мы рекомендуем использо-вать разработанную ЗАО «Новомет-Пермь» комплексную систему защиты УЭЦН, которая включает в себя:

� контейнер для подачи твёрдого или жидкого ингибитора [3]

� методику подбора контейнеров к условиям скважины

� мониторинг выноса ингибитора на устье скважины.

Методика подбора основывается на имитационной модели выноса ин-гибитора из контейнера в скважин-ных условиях и позволяет получить зависимость концентрации ингибито-ра от времени работы. Модель разра-ботана средствами вычислительной гидродинамики и использует уравне-ния турбулентного течения жидкости, растворения и диффузионного пере-носа ингибитора.

Мониторинг выноса ингибитора на устье скважины осуществляется пу-тём определения концентрации инги-битора в перекачиваемой жидкости

ную абразивную стойкость благода-ря тому, что:

� Геометрия проточных каналов оптимизируется так, чтобы миними-зировать образование крупных вих-рей (соизмеримых с шириной проточ-ного канала), концентрация абразив-ных частиц в которых может в десят-ки раз превышать среднюю концен-трацию. В таких условиях защитная гильза изнашивается равномерно по всей длине.

� Лопасти сепарационного шне-ка наклонены так, что центробеж-ные силы, возникающие при враще-нии, прижимают абразивные частицы

действуя с лопастями на гильзе, по-рождает вихревую дорожку вдоль стенок гильзы, препятствующую кон-такту абразивных частиц с поверхно-стью гильзы.

Газосепаратор с геликоидальным шнеком следует рассматривать ско-рее как новый тип газосепарато-ра. Геликоидальный шнек (см. рис. 2) имеет переменный шаг, а его лопасти в меридиональном сечении (плоско-стью, проходящей через ось враще-ния) образуют с осью вращения по-стоянный или монотонно уменьшаю-щийся от входа к выходу угол. Дан-ная конструкция имеет повышен-

15АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010 15АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ

вращается, поэтому возникают цен-тробежные силы, сепарирующие газ и жидкость. Сталкиваясь, газовые пу-зырьки объединяются. Чем неодно-роднее газо-жидкостная смесь, тем сильнее ухудшаются рабочие характе-ристики ЭЦН.

В погружных осевых насосах (см.

рис. 6) центробежные силы суще-ственно меньше, чем в ЭЦН. Поэтому характеристики осевых насосов мень-ше деградируют при появлении в пе-рекачиваемой жидкости нерастворен-ного газа, а погружные осевые насо-сы еще называют мультифазными на-сосами (МФН).

МФН включается перед основным насосом, т.е. ЭЦН и подбирается так, чтобы он мог прокачать газожидкост-ную смесь через основной насос. Это предотвратит образование в основном насосе неподвижных газовых пробок и срыв подачи. Из-за несоизмеримости создаваемого МФН давления с давле-нием на приёме установки он практи-чески не сжимает свободный газ. Поэ-тому весь свободный газ проходит че-рез основной насос, снижая развива-емое им давление, что в какой-то мере компенсируется газлифт-эффектом в НКТ. Однако часто газлифт-эффект не полностью компенсирует снижение давления основного насоса, поэтому требуется увеличить число ступеней основного насоса.

На рис. 7 и 8 сопоставлены харак-теристики ВНН3-40 и МФН 3-го габа-рита на газо-жидкостных смесях при

и позволяет контролировать работу контейнера.

Осевые мультифазные насосы

Газ и жидкость отличаются по плот-ности примерно в 1000 раз. В ЭЦН пе-рекачиваемая газо-жидкостная смесь

� Рис. 6. Ступень погружного муль-тифазного насоса

� Рис. 5. Износ гильзы и сепарационного шнека геликоидального газосепара-тора после 100 часов стендовых ускоренных испытаний

� Рис. 7. Напорно-расходная характеристика ВНН3-40 на ГЖС при 2850 об/мин


ста ещё поступает жидкость глушения со свободным газом, установка рабо-тает на смеси вода-газ, а такая смесь (без ПАВ), как мы уже отмечали выше, наиболее негативно влияет на харкте-ристику основного насоса. Срыва по-дачи основного насоса (ЭЦН) не бу-дет, т.к. мультифазный насос обеспе-чивает через него прокачку всех газо-вых пробок, но давления, развиваемо-го ЭЦН, может оказаться недостаточ-но для подъёма жидкости на поверх-ность, т.к. высоко обводнённая жид-кость без ПАВ существенно его сни-жает. В таких случаях рекомендуется использовать ЭЦН с повышенным на-пором (большим числом ступеней) или добавлять ПАВ в жидкость глушения.

Отдельно хотелось бы остановиться на подборе основного насоса при экс-плуатации УЭЦН с мультифазным на-сосом, см.рис. 9.

На рис. 9 кривой 2 показана харак-теристика насоса на чистой жидкости, кривой 5 – характеристика сети, так-же на чистой жидкости. Таким обра-зом, если бы из скважины выкачивали только жидкость, то мы получили бы расход по жидкости . Когда насос ра-ботает на газожидкостной смеси, его характеристика снижается (кривая 3 на рис. 9), также изменяется характе-ристика сети (кривая 4 на рис. 9). В ре-зультате получаем расход , который всегда меньше .

За счёт замены газосепартора муль-тифазным насосом существенно по-высить напорность основного насо-са на газо-жидкостной смеси нельзя, т.к. сжатие газа в мультифазном насо-се незначительно и практически весь газ поступает в основной насос.

Для повышения дебита жидкости из скважины при наличии нераство-рённого газа необходимо применение установки большей напорности (кри-вая 1 на рис. 9), т.е. с большим числом ступеней или на повышенной частоте.

МФН не предназначен для повыше-ния напорности основной установки при работе с нерастворённым газом. Его основными задачами являются:

� обеспечение стабильной бес-срывной работы основного насоса УЭЦН в условиях повышенного содер-жания нерастворённого газа в перека-чиваемой смеси;

� повышение энергоэффектив-ности установки за счёт снижения удельной (на ед. массы добываемой жидкости) потребляемой мощности (газлифт-эффект в НКТ);

� МФН обеспечивает более высо-

� Рис. 8. Напорно-расходная характеристика МФН 3 габарита на ГЖС при 2850 об/мин

насосов на газо-жидкостных смесях (как ЭЦН, так и МФН) зависят от кон-центрации ПАВ в перекачиваемой сре-де. В чистой нефти содержится при-родный ПАВ, концентрация которого с увеличением обводнённости снижа-ется. ПАВ препятствует объединению мелких пузырьков газа в более круп-ные.

МФН обладает целым рядом преи-муществ, а именно:

� Увеличение КПД и напора УЭЦН происходит за счет газлифт-эффекта в НКТ, т.к. содержащийся в добывае-мой продукции нерастворённый газ не выбрасывается в затрубное простран-ство.

� Стабилизация токовой диаграм-мы ПЭД достигается из-за предот-вращения пульсаций напора и расхо-да при повышенном содержании газа.

� Возможна работа в условиях, где применение газосепаратора ограниче-но либо невозможно (наличие пакера, горизонтальные участки и другие).

В заключение кратко обсудим про-блему выхода на рабочий режим УЭЦН, оснащенной МФН, на скважи-нах, заглушенных солевым раствором. На начальном этапе, когда уже соз-дана депрессия на пласт, но из пла-

давлении на входе в установку ~3 атм. В скважинных условиях давление бу-дет порядка 30-50 атм, что существен-но улучшит характеристики обоих на-сосов.

Как видно из рис. 7 и 8, ВНН3-40 со-храняет работоспособность только до 25% газа, в то время как МФН – до 50% газа (при низком входном давлении).

При 30% газа характеристика ВНН вырождается в линию близкую к вер-тикальной. Погружной насос с такой узкой областью подач невозможно ис-пользовать для добычи нефти.

В разработанных нами МФН при увеличении концентрации нераство-ренного газа смещается только пра-вая граница диапазона подач, в кото-рых МФН создает давление. При про-ектировании МФН правая граница вы-бирается так, чтобы при ее смещении из-за увеличения концентрации газа сохранялся достаточно широкий ди-апазон подач, в которых МФН созда-ет напор и препятствует образованию неподвижных газовых пробок в основ-ном насосе. Следовательно, МФН про-тиводействует сужению рабочего диа-пазона подач ЭЦН на газо-жидкостных смесях.

Отметим, что характеристики всех

17АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ

кую надёжность УЭЦН, т.к. его абра-зивная стойкость существенно выше, чем у газосепаратора и основного на-соса, а также его применение вырав-нивает токовую диаграмму ПЭД (т.к. исчезают пульсации подачи и нагруз-ки).

ЗаключениеОтвет на вопрос об областях при-

менения газосепараторов и МФН дает рис. 10 где качественно показа-ны области их применения в зависи-мости от обводнённости и объёмной концентрации свободного газа.

Мультифазные насосы обеспечива-ют работу ЭЦН при малых и средних газосодержаниях при не очень высо-кой обводнённости смеси и при прак-тически любой концентрации абрази-ва. В зависимости от обводнённости предельная объёмная концентрация газа составляет 40-75%. Наибольший эффект достигается при обводнённо-сти менее 50%.

Газосепараторы обеспечивает ра-боту ЭЦН при высоких газосодержа-ниях при любой обводнённости, но только при небольших концентрациях абразива. На смеси с высокой обвод-нённостью газосепаратор специаль-ной конструкции может обеспечить работоспособность до 90-95% газа. Наиболее неблагоприятный вариант применения газосепаратора – высо-кая концентрация абразива при ма-лом газосодержании.

При очень высоких концентрациях газа в компании Газпромнефть-ННГ хорошо себя зарекомендовало со-вместное использование газосепара-тора и МФН.

В данное время ведутся работы по количественной оценке рассмотрен-ных факторов для каждого из типо-размеров оборудования и включе-нию результатов в программу подбо-ра «NovometSel-Pro».

Литература1. Пещеренко С.Н., Рабинович А.И.,

Горохов В.Ю. и др. Газосепаратор. Па-тент РФ № 2 327 866, Публикация: 27.06.2008 г. БИ № 18

2. Пещеренко С.Н., Пещеренко М.П., Рабинович А.И., и др. Абразивостойкий центробежный газосепаратор Патент РФ № 2 379 500, Публикация: 20.01.2010 г. БИ № 2

3. Антипина Н.А., Пещеренко С.Н., Че-бунин А.П., и др. Устройство для подачи ингибитора. Патент РФ № 2 382 177, Пу-бликация: 20.02.2010 г. БИ № 2

� Рис. 9. Пример подбора насосной секции

� Рис. 10. Области применения предвключённых устройств

ПРО

ИЗВ

ОД

СТВ

О

ПРОИЗВОДСТВО ВЕНТИЛЬНЫХ МАШИН ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ»: ДЕНЬ СЕГОДНЯШНИЙ

УВЕЛИЧИВАЯ ОБОРОТЫ

� Дмитрий ГорбуновИнженер – конструктор КТО ПЭД


Количество инновационной продукции на рынке НПО растет день ото дня. Все больше нефтяных компаний

отдают свои предпочтения установкам, в состав которых входит погружной вентильный электродвигатель (ПВЭДН).

Если в 2006-2007 годах данного вида оборудования, эксплуатируемого нефтяными компаниями, были

единицы, то к настоящему моменту около 10-15% заказов полнокомплектных установок имеют именно вентильный

электропривод. Это говорит о нацеленности компаний на долгосрочное инвестирование, на перспективу.

К середине 2010 года ЗАО «Новомет-Пермь» в сфере производства вен-тильных погружных электроприво-дов (ПВЭДН) подходит с весьма впе-чатляющими результатами. Количе-ство заказов на данный вид оборудо-вания растет. Так, если в первый год внедрения ПВЭДН было изготовлено не более 20 шт., то за каждый месяц 2010 года их было отгружено по 25-30 шт. Во второй половине 2010 года производственные мощности компа-нии позволят увеличить объем выпу-ска вентильных электродвигателей до 100 единиц в месяц.

Целый ряд инновационных проек-тов в настоящее время основывается на использовании в погружной уста-новке вентильного привода. А такие из них, как «Энергоэффективные вы-сокопроизводительные установки» и «Механизированная добыча в боко-вых стволах» вообще не могли обой-тись без вентильного электроприво-да.

Регулировка частоты вращения ПВЭД - одно из преимуществ их пе-ред асинхронными машинами. Оно проявляется в случае различных не-точностей при подборе оборудова-ния, а также при изменении условий эксплуатации (характеристик пласта). Диапазон регулирования частоты вращения при заданном моменте на валу вентильных ПЭД может дости-гать 1:6. Чтобы получить максималь-ные энергетические характеристики в широком диапазоне частот враще-ния в компании НОВОМЕТ были спро-ектированы два типа вентильных при-водов 117 габарита с номинальной ча-стотой вращения 3000 и 6000 об/мин. При снижении частоты вращения до 0,5 от номинальной кпд вентильно-го электропривода уменьшается не-значительно (в среднем на 3-4%). Ха-

рактеристика зависимости КПД этих электродвигателей от скорости вра-щения представлена на графике. По-требляемый ток вентильного элек-тродвигателя с номинальной часто-той вращения 6000 об/мин при 3000 об/мин снижается на 30-40%. Таким образом, очевидно, что применение такого электродвигателя в указан-ном режиме отвечает требованиям по энергоэффективности.

На испытательном стенде ОКБ БН проведены испытания по определе-нию энергосбережения высокопро-изводительной установки, в состав которой входил вентильный элек-тродвигатель ПВЭДН63П-117-6,0. Для сравнения полученных резуль-татов были проведены аналогичные испытания с серийной установкой, в состав которой входил асинхрон-ный электродвигатель 117 габари-та. Предварительные результаты по-казали разницу энергопотребления двух установок - 28%. Снижение по-

требления электроэнергии только от применения вентильного электродви-гателя составила порядка 10% из об-щих 28%.

Многие нефтяные компании вклю-чают вентильный привод (из-за его низкого перегрева) в состав установ-ки для тяжелых условий эксплуата-ции с высокими температурами пла-ста – порядка 1600С. Расчетный пе-регрев вентильных электродвигате-лей составляет 450С, для асинхрон-ных машин эта цифра – 500С, реаль-ные же замеренные перегревы дости-гали температур 26-380С и 36-550С соответственно. Компаундированное исполнение, а также меньший пере-грев вентильных машин способству-ет тому, что при аварийных ситуаци-ях двигатель остается более стоек к тяжелым условиям эксплуатации в те-чение продолжительного времени, вследствие чего срок эксплуатации вентильных электродвигателей уве-личивается.

Вентильный высокооборотный электродвигатель мощностью 400 кВт в габарите 117 мм прошел ис-пытания на стенде ОКБ БН в прину-дительно созданных тяжелых услови-ях. Он работал в режиме повышенных вибраций, максимальных нагрузок и при небольших скоростях обтекания охлаждающей жидкости, т.е. выдер-жал испытания при максимальном пе-регреве, подтвердив тем самым свою уникальность. Работа над данным электродвигателем продолжалась в течение двух лет, в нем был вопло-щен ряд новых конструкторских идей, отличных от серийно изготовленных электродвигателей.

� Зависимость КПД вентельных электродвигателей 117 габарита от скорости вращения


21АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ | №01 (09) | ИЮНЬ 2010ПРОИЗВОДСТВО

Приведем несколько примеров из эксплуатации. Так, в компании «Ком-недра» г.Усинск, в скважине с тяжелы-ми условиями по температуре и боль-шим газовым фактором наработка двух серийных установок с асинхрон-ными электродвигателями 117 габари-та составила 18 и 29 суток. С приме-нением установки с вентильным при-водом производства «Новомет» этот показатель вырос до 106, а при по-следующем спуске - до 249 суток. Оба отказа произошли из-за прогара ка-бельной линии в агрессивной среде. На данный момент установка с серий-ным вентильным электродвигателем ПВЭДН70-117 после 91 суток работы поднята по ГТМ.

Второй пример. Первая установка 3 габарита с вентильным электродвига-телем 81 габарита, запущенная 2 но-ября 2008 года, находится до сих пор «в строю» и на данный момент рабо-тает более полутора лет. В настоящий момент в работе находятся еще около 10 установок, всего их было изготов-лено порядка 20 шт. С 2008 года от-каз установок 3 габарита произошел на 4 скважинах (по вине оборудования – 1 отказ). Весной 2010 года произве-ден монтаж трех установок 3 габарита в боковые стволы, все установки вы-ведены на рабочий режим и работают без отклонений.

В ходе эксплуатации ПВЭДН на дей-ствующем фонде скважин нефтяных компаний были подтверждены преи-мущества использования установок с вентильным приводом.

Показатель наработки на отказ вен-тильных электродвигателей пока не-велик, это связанно с небольшими сроками, прошедшими после их вне-дрения. Установки с вентильными электродвигателями, смонтирован-ные в начале 2009 года, имеют нара-ботку около года, что не превыша-ют наработку серийных установок с асинхронными электродвигателями, показатель которых на данное время достигает 450 суток.

В данный момент ведутся работы по оптимизации вентильных машин в ча-сти унификации конструкции отдель-ных узлов и характеристик электро-двигателя в целом. Применяемая в статоре электротехническая сталь за-менена новой маркой. Новая сталь имеет меньшие удельные потери и меньшую толщину листа статора, тем самым удалось повысить КПД дви-гателя до 92%. Путем модернизации подшипников устранены завышенные вибрации при работе электропривода.

Предусмотрена возможность ком-плектования вентильного привода блоком охлаждения, выпускаемого с асинхронными машинами. Для пе-редачи крутящего момента на 2 узла проектируется ПВЭДН с двухсторон-ним выходом вала. Расширен ряд применяемых для ПВЭДН погружных блоков контроля параметров УЭЦН (систем ТМС) различных производи-телей.

Увеличена максимальная мощность односекционного ПВЭДН 117 габари-та с номинальной частотой вращения 3000 об/мин с 200 до 225 кВт. Ведут-ся работы по проектированию секци-онных вентильных электродвигателей 117 габарита мощностью до 500 кВт в двухсекционном исполнении при но-минальной частоте вращения 3000 об/мин.

По результатам прошедших кон-трольных испытаний в ОКБ БН «Кон-нас» максимальная мощность ПВЭДН 81 габарита будет увеличена с 63 кВт до 80 кВт. Ведется разработка узла секционирования вентильного электродвигателя 81 габарита. Мак-симальная мощность секционного ПВЭДН 81 будет составлять 160 кВт при номинальной частоте вращения 6000 об/мин.

Одним из недостатков установ-ки 3 габарита является то, что диа-метр установки вместе с кабелем со-ставляет 95 мм, тем самым ограни-чивая область ее применения. В на-стоящий момент ведутся работы по уменьшению габарита с 3 до 2а, кото-рый вместе с кабелем будет состав-лять в диаметре 81 мм. После внедре-ния этой конструкции область приме-нения установки будет охватывать об-садные колонны с внутренним диаме-тром 88 мм, т.к. большинство скважин с боковыми стволами имеют как раз этот внутренний диаметр.

После двух лет серийного произ-водства вентильных электродвига-телей 81 и 117 габаритов компани-ей было принято решение расширить габаритную линейку с вентильными электроприводами.

Так, к августу 2010 года планиру-ется изготовить вентильный элек-тродвигатель 130 габарита с макси-мальной мощностью в односекцион-ном исполнении 300 кВт при часто-те вращения 3000 об/мин. Его мощ-ность при 6000 об/мин будет состав-лять 600 кВт.

К концу 2010 года планируется из-готовить вентильный электропривод 103 габарита с номинальной мощно-стью 140 кВт в односекционном ис-полнении при частоте вращения 3000 об/мин. Максимальная мощность ПВЭДН-103 при частоте вращения 6000 об/мин составит 280 кВт.

Проекты по разработке и изготов-лению вентильных электродвигате-лей 143 и 185 габаритов перенесены на 2011 год.

Особо следует отметить разра-ботку низкооборотного вентильно-го электродвигателя, которую мож-но назвать уникальной – рабочие ча-стоты вращения для данной маши-ны находятся в диапазоне от 100 до 500 об/мин. Привод выполнен по схе-ме 14-полюсной синхронной машины с постоянными магнитами на роторе. Данный проект имеет достаточно вы-сокий приоритет, т.к. двигатель будет применяться в качестве привода по-гружных установок для добычи тяже-лой (вязкой) нефти.

В заключение следует отметить, что компания НОВОМЕТ является одним из лидеров по разработке нового обо-рудования для механизированной до-бычи нефти и попутного газа. Доля инновационной продукции, выпуска-емая предприятием, составляет до 25% от всего объема продукции. При этом доля вентильных машин в произ-водстве электродвигателей составля-ет более 10%. Появление полной га-баритной линейки вентильных элек-тродвигателей с высокими энергети-ческими параметрами приведет к по-степенному сокращению производ-ства существующих асинхронных ма-шин. В 2012 году ожидаемые объемы выпуска асинхронных и вентильных электродвигателей могут сравняться.

НАИМЕНОВАНИЕДиапазон частот

вращения, об/мин

Диапазон мощности,

кВт

ПВЭДН-117-3,0/ХХ 500 - 3500 12 - 225

ПВЭДН-117-6,0/ХХ 1000 - 6000 22 - 400

ПВЭДН-81-6,0/ХХ 1000 - 6000 22 - 80

� Серийно выпускаемые вентильные электродвигатели компании «НОВОМЕТ»

НИ

ОКР

� Олег ПерельманГенеральный директор ГК «Новомет»

� Евгений ПошвинДиректор Департамента Инновационных Разработок

� Александр РабиновичСоветник генерального директора по науке

ПРОГРАММА МЕРОПРИЯТИЙ

ПО ОЗНАКОМЛЕНИЮ

НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ КОМПАНИЙ

С ИННОВАЦИОННЫМИ

РАЗРАБОТКАМИ

ГК «НОВОМЕТ»

ЗНАКОМЬТЕСЬ: ИННОВАЦИЯ


Существующая практика ознакомления нефтедобывающих компаний с образцами новой

техники с помощью виртуальных презентаций, как показывает наш опыт, не всегда удовлетворяет стороны.

Без реальных демонстраций образцов диалог между Заказчиком и Изготовителем зачастую принимает

«неконструкционный» характер, а технические задания получаются неполными. В связи с этим мы предлагаем

проводить встречи в «присутствии» инновационного оборудования, установленного на стендах, в той или иной степени имитирующих условия эксплуатации. А

оценку параметров этого оборудования по надежности проводить в процессе первичной эксплуатации по

методике последовательного анализа.

Существенные колебания цены на нефть и неопределенность ее стоимо-сти в ближайшие годы явно обозначи-ли два основных направления разви-тия нефтедобывающей отрасли.

1. При высокой цене – вовлечение в разработку месторождений с трудно-извлекаемыми запасами и различными осложнениями.

Имеется в виду: � добыча вязких нефтей и суспен-

зий; � добыча сильногазированных угле-

водородных смесей с больших глубин, в том числе с температурами выше 150ОС;

� добыча из скважин с интенсивным выносом абразивных частиц;

� увеличивающийся фонд скважин с солеотложениями;

� добыча на арктическом шельфе.2. При низкой цене - снижение себе-

стоимости добычи.Сюда входит:

� повышение энергоэффективно-сти установок,

� разработки систем одновременно-раздельной эксплуатации,

� создание систем мониторинга па-раметров процессов, протекающих в скважинах, которые пересекают не-сколько продуктивных пластов,

� разработка оборудования для до-бычи из скважин малого диаметра, в том числе из боковых стволов,

� пакерные технологии и другие.Эти задачи диктуют разработчикам

и изготовителям УЭЦН достаточно чет-кие требования к новому оборудова-нию.

«Новомет» готов к серийному выпуску ряда новых разработок практически по всем вышеперечисленным направле-ниям. При этом в новых изделиях воз-

никла необходимость проконтролиро-вать ряд параметров. Но эти параме-тры невозможно измерить на извест-ных стендах для приемо-сдаточных испытаний. Потребовалась или их ре-конструкция, или создание принципи-ально новых стендов. Без этого при-знать изделия удовлетворяющими по-ставленным в техническом задании за-дачам невозможно. Более того, Заказ-чики также должны убедиться, что это новое оборудование потенциально мо-жет решить их проблемы. Здесь необ-ходим конструктивный диалог между Заказчиком и Изготовителем.

Поэтому принято решение регулярно информировать и приглашать на такие испытания ведущих специалистов не-фтедобывающих компаний, проекти-ровщиков специализированных НИИ, преподавателей, аспирантов и студен-тов вузов. Отчеты по результатам ис-пытаний, включающие описания ха-рактеристик новых стендов, решено публиковать на страницах «Нефтегазо-вой вертикали» и других изданий

Дополнительно будет публиковаться информация об эксплуатационных ис-пытаниях нового оборудования:

� о работе УЭЦН различных ком-плектаций;

� об испытаниях нескольких типов гидрозащит;

� о работе УЭЦН специальной ком-

� Стенд для испытания насосных секций в абразивной среде


� ОКБ БН Коннас, стенд-скважины №5 и №6

плектации в скважинах с высоким со-держанием сероводорода;

� об испытаниях блоков ТМС и по-гружных датчиков-индикаторов расхо-да;

� о работе оборудования в боковых стволах малого диаметра;

� о системах подъема нефти из на-блюдательных скважин с большим се-зонным перепадом границы раздела вода-нефть.

Первую презентацию намечено про-вести в июне на площадях ОКБ БН, где проведена реконструкция админи-стративного здания, лаборатории ги-дродинамики и стендов-скважин. Это часть плана по восстановлению воз-можностей ОКБ БН как отраслевого испытательно-сертификационного и образовательного центра. Более под-робно о планах и направлениях дея-тельности ОКБ БН будет рассказано в последующих публикациях.

В качестве первого ознакомления с инновационными разработками пла-нируется показать работу УЭЦН 5А габарита в энергоэффективной ком-

плектации. Для этого испытательная стенд-скважина оборудована прецизи-онными приборами, которые позволя-ют замерить параметры мощности не-синусоидального тока при изменении его частоты в диапазоне от 40 до 100 Гц с погрешностью не более 0,5%.

Одновременно погружной момент-ной муфтой будут вестись измерения момента на валу ЭЦН, что дает воз-можность измерить с высокой точно-стью истинный КПД насоса и рассчи-тать реальный КПД вентильного двига-теля в условиях, максимально прибли-женных к эксплуатационным.

Наряду с этим планируется пока-зать работу установки 3 габарита в ре-жимах вращения 3000-6000 об/мин, предназначенных для работы в боко-вых скважинах и байпасных системах.

Предполагается до конца 2010 года провести не менее 4 демонстраций ра-боты нового оборудования на специ-ализированных стендах. По мере го-товности следующих испытаний соот-ветствующая информация будет дово-диться до заинтересованных сторон.

В заключение несколько слов о про-цедуре оценки эксплуатационных ис-пытаний первой партии образцов но-вой техники на надежность. В настоя-щее время после проведения подкон-трольных испытаний экспертно при-нимается решение о соответствии на-дежности оборудования требуемому уровню.

В силу малого объема выборки и сравнительно небольшой наработки эти решения фактически принимаются субъективно.

Для получения объективной оцен-ки достоверности гипотезы о соответ-ствии конструкционной и эксплуатаци-онной надежности изделий заданному уровню в согласованных условиях экс-плуатации с учетом рисков заказчика и изготовителя предлагается процеду-ра расчета надежности, основанная на методе последовательного анализа.

Более подробно этот метод будет представлен в отдельной статье на примере эксплуатационных данных но-вых типов инновационного оборудова-ния.

НИ

ОКР

� Олег ПЕРЕЛЬМАНГенеральный директор ГК «Новомет»

� Сергей СЛЕПЧЕНКОНачальник аналитического отдела ООО «Новомет-Сервис»

� Александр РАБИНОВИЧСоветник генерального директора по науке

� Сергей ПЕЩЕРЕНКОНачальник Инженерно-технического центра «Новомет», доктор физико-математических наук

Надежность малых партий нового погружного оборудования


Предложена методика, позволяющая проверить соответствие малых партий изделий новой техники

заданному уровню надежности при примерно вдвое меньшем числе измерений, чем при испытаниях по

заданному плану. Сокращение объема испытаний достигается за счет использования теоретико-

вероятностного метода последовательного анализа и предложенной авторами вероятностной модели отказов

погружного оборудования. Даны примеры практического применения методики.

ВВЕДЕНИЕОбразцы новой техники, прежде

чем стать серийной продукцией, про-ходят стендовые, а затем эксплуата-ционные испытания на надежность. Обычно в этих испытаниях требует-ся за минимально короткий срок и с минимальными затратами убедится в том, что надежность оборудования не ниже некоторого заданного уровня. Целью испытаний является не столь-ко оценка показателей надежности нового оборудования, как получение доказательств того, что оно, по край-ней мере, соответствует требованиям, если не превышает их.

Обычно время испытаний – менее года, типичного периода создания но-вого оборудования. Поскольку отказы оборудования имеют случайный ха-рактер, то и методика проведения ис-пытаний должна основываться на ста-тистической процедуре анализа полу-чаемых результатов.

Одним из наиболее эффективных способов проверки качества продук-ции является метод последовательно-го анализа [1]. Для удобства читателя в Приложении 1 дано краткое описание основных идей этого метода и при-ведены расчетные формулы. В При-ложении 2 даны определения основ-ных терминов, в том числе повторяют-ся некоторые определения, данные в Приложении 1, но математические вы-ражения не используются.

При последовательном анализе продолжительность испытаний и чис-ло испытуемых установок заранее не задается. В ходе испытаний, в зави-симости от полученных данных, при-нимается одно из решений: признать

установки удовлетворяющими сфор-мулированным требованиям, забрако-вать или продолжить испытания. Поэ-тому такие испытания называются по-следовательными.

При той же точности получаемых результатов метод последовательного анализа требует вдвое меньшее коли-чество измерений, чем любой из мето-дов планирования эксперимента с за-ранее заданным числом испытаний [1]. Однако для его применения требуется знание вероятностного закона отка-зов погружного оборудования, кото-рый до настоящего времени для усло-вий месторождений Российской Фе-дерации определен не был.

Целью данной работы является раз-работка быстрого и экономичного ме-тода испытаний малых партий нового погружного оборудования на основе статистической процедуры последо-вательного анализа.

МОДЕЛЬ ОТКАЗОВ ПОГРУЖНОГО

ОБОРУДОВАНИЯОсновной величиной, дающей ис-

черпывающее описание надежности, является вероятность безотказной работы или доля оборудования, отработавшая время без отказов. Обычно записывают в виде [2]:

(1)

где – вероятность отказа в едини-цу времени. Действительно, из (1) сле-дует:

(2)

откуда видно, что равна отноше-нию числа отказов в единицу времени, т.е. , к числу исправных уста-новок , – общее число устано-вок, запущенных в эксплуатацию.

В общем случае отказы могут иметь разную природу. Различают внезап-ные отказы и постепенные. Внезап-ные обусловлены случайными факто-рами, которые могут проявиться в лю-бой момент времени. Они имеют ин-тенсивность отказов , не за-висящую от времени, см. [2]. Это де-фекты, возникшие при изготовле-нии оборудования, ошибки на стадиях подготовки скважины, подбора обо-рудования, его эксплуатации. Посте-пенные отказы возникают в результа-те накопления повреждений в процес-се работы: из-за износа, коррозии, об-разования отложений в проточных ка-налах и подшипниках, старения элек-трического кабеля и др. Их интенсив-ность отказов зависит от време-ни. Поскольку эти механизмы отказов независимы, то

(3)

Вычислим – вероятность того, что за время не произой-дет ни одного отказа. Так будет, если не будет отказов в интервале от 0 до – вероятность этого события равна

и в интервале от до – его ве-роятность . Поскольку эти со-бытия независимы, то будет равна произведению их вероятностей:

(4)

Из (4) при , следует:

(5)

Решение уравнения (5), с начальным условием , имеет вид:

(6)


Испытания продолжаются до тех пор, пока (см. Приложение 1)

, тогда установки удо-влетворяют требованиям Заказчика, или если , тогда уста-новки следует забраковать.

В таблице 1 приведены результа-ты расчета . Жирным шрифтом выделены значения , при кото-рых установки следует признать про-шедшими испытания ,курсивом – не прошедшие

. Обычный шрифт означает, что испытания следует про-должить.

Обсудим результаты расчетов, при-веденные в таблице 1. Пусть, напри-мер, сут.

Тогда при , т.е. суммарной на-работке всех испытуемых образ-цов 600 сут, испытания следует про-должить, если число отказов 0 или 1. Большее число отказов будет озна-чать, что оборудование не прошло ис-пытаний.

При суммарная наработка всех испытуемых образцов составля-ет сут. Если отказов не было – оборудование прошло испыта-ния. Если отказов 3 или больше – не прошло. Если отказов 1 или 2 – испы-тания следует продолжить.

При суммарной наработке всех ис-пытуемых образцов 6000 сут., если от-казов не более 6 – оборудование про-шло испытания. Если 7 – испытания следует продолжить.

Теперь определим, какое число эк-земпляров оборудования следует по-ставить на испытания. Предположим, что общая продолжительность ис-пытаний 200 суток. Тогда, если отка-зов не было, и все установки запуще-ны в эксплуатацию одновременно, из табл. 1 видно, что решение об успеш-ном завершении испытаний можно принять при , т.е. при 1200 сут об-щей наработки. Экземпляров эксплу-

атируемого оборудования должно быть не менее 6 штук.

Испытания могут успешно завер-шиться и раньше. Время их окончания определяется решением уравнения

(17)

Из (8) и (12) видно, что вероятность от-казов полностью определяется значе-ниями параметров и . В методе по-следовательного анализа (см. Прило-жение 1) используется отношение ве-роятностей отказов:

(13)

где функция вычисляется при условии выполнения требований, предъявляемых заказчиком, когда

и , а – изготови-телем, когда и .

ОЦЕНКА ОБЪЕМА МИНИМАЛЬНОЙ ПАРТИИ

Будем считать, что все отказы вне-запные. Тогда [2] и из (1) следует:

(14)

Распределение (14) называется экспо-ненциальным. В теории вероятности доказывается [8], что суммарная нара-ботка одинаковых установок также описывается функцией (14), где – сум-марная наработка всех установок ис-пытуемой партии.

Риски Заказчика и Изготовите-ля (см. Приложение 2) положим рав-ными 0.3, т.е. , тогда, см. (П.2) . Поло-жим , см. Приложение 1, пункт 2.

Из (12) получаем:

(15)

а из (13) и (15), учитывая что :

(16)

где – время, измеряемое в долях от , средней продолжитель-ности безаварийной эксплуатации оборудования, требуемой Заказчиком.

Ранее [3]-[6], нами был проведен анализ эксплуатационных данных, предоставленных нефтедобывающи-ми предприятиями Западной Сибири, который показал, что временная зави-симость вероятности безотказной ра-боты погружного оборудования во всех случаях может быть аппроксими-рована функцией:

(7)

Сравнивая (6) и (7), видим, что , а – линейная функция време-

ни:

(8)

Если функция интенсивности отка-зов константа, то случайная величина имеет экспоненциальное распределе-ние [2]. Если интенсивность отказов ли-нейная функция времени, то распре-деление Вейбулла: . В данном случае . Следователь-но, внезапные отказы погружного оборудования описываются экспо-ненциальным законом, а постепенные – распределением Вейбулла.

Обозначим через вероятность получения отказов за время , оче-видно, что . Тогда вероят-ность одного отказа за время бу-дет

(9)

Или

(10)

Аналогичным образом получим урав-нение для – вероятности отка-зов за время :

(11)

Его решение при условии , имеет следующий вид:

(12)


откуда , общая наработ-ка сут, испытуемых экземпляров оборудования должно быть штук чтобы общее время испытаний было примерно 200 суток.

Если произойдет хотя бы один отказ, то из табл. 1 видно, что для успешно-го завершения испытаний нужно что-бы , т.е. суммарная наработка 2400 суток, .

Отказы носят случайный характер. Вероятность отказа описывается экс-поненциальным распределением. Вы-ражение (15) позволяет рассчитать ве-роятность любого числа отказов за время . В таблице 2 приведены ре-зультаты этого расчета.

Если испытуемое оборудование имеет , то из табл. 2 следу-ет, что вероятность иметь 0 отказов при суммарной наработке 1200 сут равна 0.14 . Если же испытуемое оборудование имеет

сут, то веро-ятность этого же события равна 0.37

.

ПРИМЕРЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ

МОДУЛЬНАЯ ГИДРОЗАЩИТАГидрозащита ГЗНМ является мо-

дернизацией серийной гидрозащи-ты «Новомет». Изменения в конструк-ции в первую очередь направлены на повышение надежности изделия в осложненных условиях эксплуатации, а также на улучшение его ремонто-пригодности.

Эксплуатационные испытания двад-цати одной УЭЦН, оснащенных мо-дульной гидрозащитой, начались в се-редине 2009 года в нефтяных компа-ниях «Salym Petroleum Development», «Аки-Отыр», «Газпромнефть-Хантос» и «Томскнефть». На январь 2010 года наработки УЭЦН составили: 84, 9, 246, 40, 75, 206, 220, 179, 204, 204, 40, 213, 204, 71, 9, 102, 100, 97, 96, 95, 69 суток. Жирным шрифтом выделены наработки УЭЦН, эксплуатация кото-рых была прервана по причинам, не связанным с надежностью модуль-

ной гидрозащиты. Суммарная нара-ботка всех гидрозащит составила

сут, отказов не было. .Как и выше, положим

. Среднее время безотказной работы новой гидрозащиты должно быть не менее 1000 суток, т.е. сут. Отказов не было, поэтому возможно только два вывода: полученных дан-ных не достаточно, чтобы подтвер-дить заявленную надежность, или до-статочно. Условие успешного оконча-ния испытаний имеет вид . Функцию рассчитывали соглас-но (16), величину – согласно Прило-жению 1. Считали риски Заказчика и Изготовителя равными. Полученные результаты расчетов приведены в та-блице 3.

При достигнутой на январь 2010 года суммарной наработке в

2563 сут и отсутствии отказов мо-дульные гидрозащиты имеют среднее время безотказной работы не менее 1000 сут с вероятностью не ниже 0.78 (риск не более 0.22).

УЭЦН 3-ГО ГАБАРИТАУЭЦН 3 габарита является уни-

кальной разработкой ЗАО «Новомет-Пермь». Данные установки предна-значены для эксплуатации в скважи-нах с внутренним диаметром эксплу-атационной колонны от 100 мм. Ис-пользование в качестве привода вен-тильного двигателя позволяет повы-сить КПД установки, существенно уменьшить размеры погружной части, а также эксплуатировать установки в широком диапазоне частот.

Эксплуатационные испытания ше-сти УЭЦН начались с конца 2008 года в нефтяных компаниях «ТНК-ВР», «Славнефть-Мегионнефтегаз», «Том-скнефть» и «Печоранефть». На январь 2010 года наработки УЭЦН составили: 449, 290, 95, 123, 85, 96 сут. Суммар-ная наработка всех УЭЦН состави-ла 1138 сут. Состоялось два подъема установок с наработками 96 и 95 сут., расследование пока не проведено, к отказам данные события не отнесены.

Как и выше, положим ,

0 1 2 3 4 5 6 7

1 0.61 1.21 2.43 4.83 9.70 19.41 38.82 77.642 0.36 0.74 1.47 2.94 5.88 11.77 23.54 47.093 0.22 0.45 0.89 1.79 3.57 7.14 14.28 28.564 0.13 0.27 0.54 1.08 2.16 4.33 8.66 17.325 0.08 0.16 0.33 0.65 1.31 2.62 5.25 10.516 0.05 0.10 0.20 0.40 0.80 1.60 3.19 6.377 0.03 0.06 0.12 0.24 0.48 0.97 1.93 3.868 0.02 0.04 0.07 0.15 0.29 0.59 1.17 3.349 0.01 0.02 0.04 0.09 0.18 0.36 0.71 1.42

10 0.01 0.01 0.03 0.05 0.11 0.22 0.43 0.86

� Таблица 1. Зависимость от числа отказов и – безразмерной суммарной наработки испытуемой партии

0 1 2 3 4 5 6 7

1 0.37 0.37 0.18 0.06 0.02 0 0 02 0.14 0.27 0.27 0.18 0.09 0.04 0.01 03 0.05 0.15 0.22 0.22 0.17 0.10 0.05 0.024 0.02 0.07 0.15 0.20 0.20 0.16 0.10 0.065 0.01 0.03 0.08 0.14 0.18 0.18 0.15 0.106 0 0.01 0.04 0.09 0.13 0.16 0.16 0.147 0 0.01 0.02 0.05 0.09 0.13 0.15 0.158 0 0 0.01 0.03 0.06 0.09 0.12 0.149 0 0 0 0.01 0.03 0.06 0.09 0.12

10 0 0 0 0.01 0.02 0.04 0.06 0.09

� Таблица 2. Расчет вероятности отказов в зависимости от – безразмер-ной суммарной наработки испытуемой партии и числа отказов

Риск Минимальная суммарная наработка

0.3 1694

0.25 2197

0.22 2231

0.2 2772

� Таблица 3. Расчет минимальной суммарной наработки модульных гидроза-щит при разных уровнях риска

НИОКР


. Среднее время безотказной работы УЭЦН должно быть не менее 365 сут. Полученные результаты рас-четов приведены в таблице 4.

Из табл. 4 следует, что при достиг-нутой на январь 2010 года суммарной наработке в 1164 сут и отсутствии от-казов УЭЦН 3 габарита имеют сред-нее время безотказной работы не ме-нее 365 сут с вероятностью не ниже 0.80 (риск не более 0.2).

ГАЗОСЕПАРАТОРЫ АБРАЗИВОСТОЙКОГО ИСПОЛНЕНИЯ

Новая конструкция газосепаратора «Новомет» разработана с целью ис-ключить «полеты» УЭЦН по данному узлу. В абразивостойких газосепара-торах усовершенствованные сепара-ционные элементы исключают пере-резание корпуса мех.примесями.

Эксплуатационные испытания пяти газосепараторов новой конструкции проводились в нефтяной компании «Тургай Петролеум» на месторожде-нии Кумколь (Р.Казахстан). На январь 2010 года наработки УЭЦН состави-ли: 127 сут (подъем по ГТМ), 207 сут (подъем по ГТМ), 813 сут, 875 сут, 301 сут (подъем по снижению изо-ляции кабеля). Суммарная наработ-ка составила сут, разрезания корпусов газосепараторов не зафик-сировано. .

Как и выше, положим ,. Среднее время безотказной

работы абразивостойких газосепара-торов должно быть не менее 500 сут. Полученные результаты расчетов приведены в таблице 5.

Из табл. 5 следует, что при достиг-

нутой на январь 2010 года суммар-ной наработке в 2323 сут и отсутствии отказов абразивостойкие газосепа-раторы имеют среднее время безот-казной работы не менее 500 сут с ве-роятностью не ниже 0.9 (риск не бо-лее 0.1).

ВЫВОДЫ1. Получена вероятностная модель,

описывающая отказы погружного оборудования. Возможны два неза-висимых механизма отказов: внезап-ный (обусловлен дефектами оборудо-вания и ошибками его эксплуатации) и постепенный (обусловлен старением, т.е. износом оборудования).

2. Внезапному механизму отказов соответствует экспоненциальное рас-пределение вероятности безотказ-ной работы , посте-пенному – распределение Вейбулла

, где и – констан-ты. На практике эти механизмы могут реализовываться как по отдельности, так и одновременно.

3. Показано, что для получения в течение года однозначного ответа о соответствии надежности оборудова-ния заявленному уровню объем вы-борки должен быть не менее 10-15 шт.

4. Приведены примеры практиче-ского использования предложенной методики в случае внезапного меха-низма отказов.


0.3 618

0.2 1011

0.15 1266

� Таблица 4. Расчет минимальной суммарной наработки УЭЦН 3-го габарита при разных уровнях риска


0.3 847

0.2 1386

0.1 2197

0.05 2944

� Таблица 5. Расчет минимальной суммарной наработки абразивостойких газосепараторов при разных уровнях риска

ПРИЛОЖЕНИЕ 1Метод последовательного анализаПеред началом испытаний:1. Устанавливают величину риска

Заказчика , равную вероятности по-лучения от Изготовителя установок, для которых , где – средняя наработка на отказ, – минималь-ная наработка на отказ, устанавлива-емая Заказчиком. Риск Заказчика со-стоит в приобретении установок, ис-тинная надежность которых ниже ого-воренной. Значения и влияют на продолжительность испытаний. Ясно, что чем меньше и , тем длитель-нее испытания при той же надежности установок. Обычно [4].

2. Устанавливают величину риска изготовителя , равную вероятности браковки установок с . Риск Изготовителя состоит в том, что он конструировал и изготавливал уста-новку более дорогую и надежную (т.к.

), чем оговаривается в усло-виях поставки, но из-за статистиче-ского характера процессов отказа установка была отклонена. Обычно

[4], иначе время испытаний будет сопоставимо с и проведение ускоренных испытаний будет не возможно.

3. Используя вероятностную мо-дель отказов данного оборудования, вычисляют – вероятность насту-пления заданного количества отка-зов за время .

В ходе испытаний проверяются две гипотезы. Первая состоит в том, что средняя продолжительность безот-казной работы установок ,вторая, что . Проверка гипо-тез осуществляется так. Вычисляет-ся вероятность , равная , см. (14), при условии . Затем вычисляется и находится отно-шение

(П1)

Его значение сравнивается с кон-стантами и :

(П2)

Правило выбора решения, по кото-рому определяется момент прекра-


щения испытаний, имеет следующий вид:

1. Признать установки удовлетво-ряющими требованиям Заказчика, если .

2. Забраковать, если .3. Продолжить испытания, если

.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Основные термины

Дадим определение основных тер-минов метода последовательного анализа.

1. Надежность оборудования бу-дем характеризовать средним време-нем безотказной работы .

2. Риск Заказчика – это веро-ятность закупки оборудования, для которого , где – среднее время безотказной работы, требуе-мое Заказчиком. Риск Заказчика со-стоит в приобретении установок, ис-тинная надежность которых ниже требуемой.

3. Риск Изготовителя – вероят-ность браковки установок с ,где – среднее время безотказной работы, которое может иметь данное оборудование по мнению Изготовите-ля. Риск Изготовителя состоит в том, что он конструировал и изготавливал установку более дорогую и надежную (т.к. ), чем оговаривается в условиях поставки, но из-за статисти-ческого характера процессов отказа установка была отклонена.

4. Внезапные отказы обусловле-ны случайными факторами, которые могут проявиться в любой момент времени. Эти отказы вызывают де-фекты, возникшие при изготовлении

оборудования, ошибки на стадиях подготовки скважины, подбора обо-рудования, его эксплуатации.

5. Постепенные отказы возника-ют в результате накопления повреж-дений в процессе работы: из-за из-носа, коррозии, образования отложе-ний в проточных каналах и подшип-никах, старения электрической изо-ляции и др.

6. Теоретико-вероятностный за-кон отказов погружного оборудо-вания был нами установлен на осно-ве анализа эксплуатационных данных ряда нефтяных компаний, работаю-щих в Западной Сибири.

7. Метод последовательного анализа. При последовательном ана-лизе продолжительность испытаний и число испытуемых установок заранее не задается. В ходе проведения ис-пытаний, в зависимости от получен-ных данных, принимается одно из ре-шений: признать установки удовлет-воряющими сформулированным тре-бованиям, забраковать или продол-жить испытания. Поэтому такие ис-пытания называются последователь-ными.

8. Цель испытаний. За возможно короткий срок и с минимальными за-тратами убедиться, соответствует ли надежность оборудования заявлен-ному уровню.

9. Параметры и условия, огова-риваемые до начала испытаний. Это , – среднее время безот-казной работы, устанавливаемое За-казчиком и Изготовителем, – риск Заказчика, – риск Изготовителя.

10. Параметры, уточняемые в ходе испытаний. Постепенные или

износные отказы маловероятны на начальной стадии эксплуатации, но, начиная с некоторого времени, веро-ятность их появления становится зна-чимой. Обозначим через время, ког-да сравниваются вероятности насту-пления внезапных и постепенных от-казов. Это время определяется усло-виями эксплуатации и используемым оборудованием. Величина уточняет-ся в ходе испытаний по согласован-ной методике. Проблема оценки и стратегия проведения испытаний в данной статье не рассматриваются.

11. Время окончания испытаний. Испытания заканчиваются, когда на-копленных данных становится доста-точно для принятия решения о том, что оборудование удовлетворяет или не удовлетворяет сформулирован-ным требованиям. Способ принятия решения имеет точное теоретико-вероятностное описание и является математически строгой частью мето-дики последовательного анализа.

Наиболее сложным этапом практи-ческого применения метода после-довательного анализа является осо-знанный выбор вероятности ошибки, т.е. риска. Неосознанный риск при-сутствует при любых решениях, одна-ко вероятность неблагоприятного ис-хода не всегда нами оценивается ко-личественно. Чтобы определить ти-пичное значение вероятности риска, вспомним студенческие годы, когда при выполнении лабораторных работ мы принимали за ошибку измерений корень квадратный из дисперсии. В этом случае вероятность ошибки, т.е. риск, составлял примерно 33%. Тогда этот риск нам казался приемлемым.

Литература

1. Вальд А. Последовательный анализ. М. Изд-во физ.-мат. лите-ратуры. 1960. 328 с.

2. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М: Наука. 1965. 524 с.

3. Перельман О.М., Пещерен-ко С.Н., Рабинович А.И., Слепчен-ко С.Д. Статистический анализ на-дежности погружных установок в реальных условиях эксплуатации//

Надежность и сертификация оборудо-вания для нефти и газа. 2002. N 3. C. 28–34.

4. Нуряев А.С., Мухамадеев Г.Р., Пе-рельман О.М., Слепченко С.Д. Опыт создания высоконадежного отече-ственного погружного оборудования// Технологии ТЭК. 2004. №3. С.42 – 45.

5. Кудряшов С.И., Левин Ю.А., Мар-келов В.Д., Перельман О.М., Пещерен-ко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторожде-ний ОАО «Юганскнефтегаз» // Техноло-

гии ТЭК. 2004. №5. С. 54-59. 6. Инюшин Н.В., Валеев А.С.,

Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Оценка надежности погружного оборудования в условиях эксплу-атации ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»// Технологии ТЭК. 2004. №6. С.

7. Базовский И. Надежность. Теория и практика. М: Мир. 1965. 373 с.

8. Худсон Д. Статистика для фи-зиков

НИОКР


ТОВАРНЫЕ ГРУППЫ ТОВАРНАЯ НОМЕНКЛАТУРА

Насосы и насосные секции

Базовое исполнениеИзносостойкое исполнениеКоррозионостойкое исполнениеИзносокоррозионостойкое исполнение

Ступени по отдельным заказамПорошковые Литые

ГидрозащитыГидрозащиты серийныеГидрозащиты модульные

Погружное оборудование для работы с повышенным газовым фактором

ГазосепараторыГазосепараторы-диспергаторыДиспергаторы

Мультифазные насосы Мультифазные насосы

Погружные электродвигатели (ПЭД)

ПЭД асинхронныеПЭД асинхронные компаудированныеПЭД вентильныеПЭД вентильные компаудированные

Кожухи к ПЭД Кожухи к ПЭД

Кабельная продукцияКабельКабельная линияКабельный удлинитель

ЭлектрооборудованиеСистемы телеметрииСтанции управления

Модули входные Модули входные

КлапаныКлапаны обратные шариковыеКлапаны обратные тарельчатыеКлапаны спускные

Шламоуловители Шламоуловители верхниеШламоуловители нижние

Фильтры погружные

Фильтры входные с пенометаллическим фильтрэлементом (ВФ)Щелевые фильтры (ЖНШ)Скважинные пенометаллические фильтры (СПМФ)Скважинные щелевые фильтры (ФСЩ)Контейнеры скважинные: с твердым (КСТР) и капсулированным (КСКР) реагентомСепаратор механических примесей (ПСМ)

Наземные мобильные фильтры Наземные мобильные фильтры ДуоФло для фильтрации технических жидкостей глушения

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 Насосы струйные, работающие по технологической схеме «Тандем» 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 испытания кабельных изделий

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

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


Тип установки Подача, м3/сут

УВННП 3 401 452 503 604 805 80 1254 1505 125 1603 2004 2405

УВННП 4 20 30 50 80 160 200

УВННП 5 15 20 25 30 35 44 50 59 79 80 100 125 160 200 250 320 360 500

УВННП5 А 25 35 50 80 100 124 159 200 225 240 280 320 400 500 700 900

УВННП 6 800 1000 1250

УВННП6 А 130 250

УЭЦНП 7 1000 1600 2000

УЭЦНП7 А 300 340 470 650 750 1000 1250 1600

УЭЦНП 8 500 750 1000 1600 2000 2500 3000 4000

УЭЦНП9 5000 6300

ТИПОРАЗМЕРЫ УСТАНОВОК

порошковые ступени

литые ступени

ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

НаименованиеДиапазон мощностей, кВт

Односекционные Двухсекционные Трехсекционные

ПВЭД 81 (вентильный) 50-80 в разработке в разработке

ПЭД 96 16-32 45-56 70-100

ПЭД 103 16-80 70-160 180-210

ПЭД 117 8-125 125-250 270-350

ПВЭД 117 (вентильный) 32-400 в разработке в разработке

ПЭД 130 32-145 180-300 350-450

ПЭД 143 63-200 200-400 (в разработке) 600 (в разработке)

ПЭД 185 100-400 450-850 в разработке

ГИДРОЗАЩИТЫ

Наименование

Ма

кси

ма

льн

ая

мо

щн

ос

ть д

ви

гате

ля

, к

Вт

Ма

кси

ма

льн

о

до

пус

тим

ая

на

груз

ка

на

пя

ту,

кг

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

Ø14 Ø17 Ø20 Ø22 Ø25 Ø34 Ø42

ГЗН-81 80 480 2700 - - - - - -

ГЗН-86 63 560 - 2500 - - - - -

2ГЗН-86 100 560 - 2900 - - - - -

ГЗН-92 80 680 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-114 450 1200 - - 3800 3100 2500 - -

ГЗН-123 450 1380 - - - 3600 2800 - -

ГЗН-136 600 1600 - - - 4000 3200 1700 -

ГЗН-172 850 2700 - - - - - 2800 2000

подготовка производства200 серийные

установки200

1- при частоте 2850 об./мин; 2- при частоте 3200 об./мин; 3- при частоте 3550 об./мин; 4- при частоте 4300 об./мин; 5- при частоте 5700 об./мин;

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

ПРОДУКЦИЯ


ЩЕЛЕВЫЕ ФИЛЬТРЫ ЖНШ

ГАЗОСЕПАРАТОРЫ, ГАЗОСЕПАРАТОРЫ-ДИСПЕРГАТОРЫ, ДИСПЕРГАТОРЫ

Наименование Диапазон подач, м3/сут

Газосепаратор

ГН4-250 15…250

ГН5-250 25…250

ГН5А-250 25…250

2ГН5-250 70...250

2ГН5А-250 70...250

ГН5А-500 25…500

Газосепаратор- диспергатор

ГДН5-250 25…250

ГДН5А-250 25…250

2ГДН5-250 70...250

2ГДН5А-250 70...250

Диспергатор

ДН5-250 25…350

ДН5А-250 70…350

ДН5А-500 200…600

ДН5А-700 350…800

Наименование Диаметр вала, мм

Наружный диаметр, мм

Макс. пропускная способность, м3/сут

Тонкость фильтрации, мкм

ЖНШ5-3

17, 20 92

75

100

ЖНШ5-4 100ЖНШ5-5 120ЖНШ5-6 145ЖНШ5-7(3+4) 175ЖНШ5-8(4+4) 200ЖНШ5-9(4+5) 220ЖНШ5-10(5+5) 240ЖНШ5-11(5+6) 265ЖНШ5-12(6+6) 290ЖНШ5А-3

20,22 103

80ЖНШ5А-4 105ЖНШ5А-5 130ЖНШ5А-6 160ЖНШ5А-7(3+4) 185ЖНШ5А-8(4+4) 210ЖНШ5А-9(4+5) 235ЖНШ5А-10(5+5) 260ЖНШ5А-11(5+6) 290ЖНШ5А-12(6+6) 320ЖНШ5-3

17,20 92

115

200

ЖНШ5-4 150ЖНШ5-5 180ЖНШ5-6 220ЖНШ5-7(3+4) 265ЖНШ5-8(4+4) 300ЖНШ5-9(4+5) 330ЖНШ5-10(5+5) 360ЖНШ5-11(5+6) 400ЖНШ5-12(6+6) 440ЖНШ5А-3

20,22 103

120ЖНШ5А-4 160ЖНШ5А-5 200ЖНШ5А-6 240ЖНШ5А-7(3+4) 280ЖНШ5А-8(4+4) 320ЖНШ5А-9(4+5) 360ЖНШ5А-10(5+5) 400ЖНШ5А-11(5+6) 440ЖНШ5А-12(6+6) 480

� Консультации по применению нефтепромыслового оборудования

� Подбор и комплектация оборудования для скважин с различными условиями эксплуатации

� Предоставление в аренду нефтепромыслового оборудования, в т. ч. c полным комплексом услуг

� Инженерное сопровождение нефтепромыслового оборудования

� Монтаж, запуск и вывод на режим установок УЭЦН

� Обслуживание УЭЦН во время эксплуатации

� Осуществление подконтрольной эксплуатации поставляемого оборудования

� Текущий и капитальный ремонт подземного и наземного оборудования

� Реконструкция существующих стендов тестирования насосных секций с заменой запорной аппаратуры, контрольно¬измерительной системы программного обеспечения

� Продажа и сопровождение программного обеспечения:

� по подбору системы «пласт – скважина – погружная установка» - NovometSel-Pro

� по определению надежности НПО по эксплуатационным данным – Novomet Stat Pro

� Обучение персонала Заказчика

� Обслуживание БКНС и станций ППД

СЕРВИСНЫЕ УСЛУГИГК «НОВОМЕТ»

Documents

Арсенал нефтедобычи #9, 2010