arsenal_3

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 »

№ 3 ДЕКАБРЬ I 2007

ПОГРУЖНОЕ ОБОРУДОВАНИЕСИСТЕМЫ ППД

СЕРВИС

Вот и стал историей 2007 год, наполненный не только достиже-ниями, но и трудностями, нелег-кими решениями.

Нефтяники и работники нефтя-ного машиностроения непло-хо потрудились, сотрудничая в столь сложном, ответственном и важном для страны деле, как до-быча «черного золота».

От души поздравляю всех кол-лег с новым, 2008 годом! Ог-ромное спасибо за партнерство и сотрудничество. Желаю всем благополучия, успехов в бизне-се, личного счастья и крепкого здоровья. Пусть в ваших семьях всегда все будет хорошо.

Нефтяная отрасль достигла такого уровня, при котором, чтобы раз-виваться и расти дальше, требуются как предельное напряжение сил, так и неординарные решения всем: и нефтяникам, и производителям оборудования, и работникам сервисных компаний. Растущая с каждым годом доля трудноизвлекаемых запасов предъявляет все новые и но-вые требования к погружному оборудованию.

Мехпримеси, газовый фактор, высокая температура и более глубо-кое залегание пласта, отложения солей, вязкие нефти - вот далеко не полный перечень осложнений, требующих безотлагательных техноло-гических и конструкторских решений.

«Новомет» всегда откликался на просьбы Заказчика помочь решить ту или иную неотложную проблему. Встающие сейчас перед нефтяника-ми задачи – это и наши задачи. Эту мысль хочется особо подчеркнуть, тем более, что разработка и производство высоконадежного обору-дования для осложненных условий добычи в последние годы является приоритетным направлением деятельности компании «Новомет».

Сегодня мы можем четко определить, какое оборудование необходи-мо изготовить для тех или иных условий эксплуатации и статистичес-ки достоверно оценить надежность, как серийно выпускаемого, так и инновационного оборудования через подконтрольные испытания и пи-лотные проекты.

Сеть сервисных баз «Новомета» расширяется, сейчас они созданы практически во всех нефтедобывающих регионах страны. Это выгод-но всем: ремонтные базы должны находиться там, где работает наше оборудование.

Не сомневаюсь, что в новом году со стороны коллег – нефтяников мы будем встречать еще больше понимания и поддержки. Это приведет, прежде всего, к повышению эксплуатационной надежности нефтепро-мыслового оборудования. Новые технологические решения подразу-мевают и новые подходы в эксплуатации.

Лишь объединив усилия машиностроительных, сервисных и нефтя-ных компаний, мы добьемся реальных, качественных сдвигов в лучшую сторону, и наше сотрудничество останется взаимовыгодным.

Еще раз всех поздравляю с Новым годом. Пусть наступивший 2008–й станет годом прорыва в освоении новых технологий добычи, в разра-ботке инновационного оборудования.

С праздником, коллеги!

Генеральный директор ГК «Новомет»

О. М. Перельман

Дорогие друзья, нефтяники!

ПОГРУЖНОЙЦЕНТРОБЕЖНО-ОСЕВОЙ НАСОС

ОСНАЩЕН СТУПЕНЯМИ НОВОЙ МОДИФИКАЦИИ – ЦЕНТРОБЕЖНО-ОСЕВЫМИ.ПРИ ОДИНАКОВОМ НАПОРЕ ИМЕЕТ ДЛИНУ СУЩЕСТВЕННО МЕНЬШУЮ, ЧЕМ У ВСЕХ ИЗВЕСТНЫХ.

ЦЕНТРОБЕЖНО-ОСЕВЫЕ НАСОСЫ СТАБИЛЬНО РАБОТАЮТ В СКВАЖИНАХ С ВЫСОКИМ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕМ. ДОПУСТИМАЯ КОНЦЕНТРАЦИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА НА ВХОДЕ В НАСОС БОЛЬШЕ, ЧЕМ У ЦЕНТРОБЕЖНОГО В 1,8 РАЗА; ЦЕНТРОБЕЖНО-ВИХРЕВОГО –В 1,4 РАЗА.

•СКВАЖИНЫ С НИЗКИМ ДИНАМИЧЕСКИМ УРОВНЕМ;

•СКВАЖИНЫ С ПОВЫШЕННОЙ КРИВИЗНОЙ;

•В РЯДЕ СКВАЖИН ВОЗМОЖНА РАБОТА БЕЗ ГАЗОСЕПАРАТОРА.

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

ХАРАКТЕРИСТИКИ СТУПЕНИ НАСОСА ЦОН 5А-250 на воде плотностью 1000 кг/м3 при 2910 об./мин.

РЕКОМЕНДАЦИИ К ПРИМЕНЕНИЮ:

для добычи нефти

Насос Подача,м3/сут

Напор,м

Число ступеней

Кол-во секций

Длина секций,м

ЦОН5А-250 250 2300 346 2 122ВНН5А-240 240 2350 396 3 15ЭЦНД5А-250 250 2250 493 4 21ЭЦНА5А-250 250 2350 412 5 26TD1750 230 2250

5214 24

TD2000 258 2250 4 19DN1800 250 2310

6085 32

DN2150 271 2310 4 25

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»

№03, декабрь, 2007

Главный редактор:Юрий Цветков

Выпускающий редактор:Алексей Мальцев

Дизайн и верстка:Эдуард Шидриков

Редакционная 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 «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:В. Сушинцев, И. Москалев, А. Артамонов, С. Поздеев, В. Коновалов, И. Герасимов

Тираж:999 экземпляров

Полное и частичное воспроизведение опубликованных в издании материалов

допускается только с письменного разрешения редакции.

© ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ», 2007

�В НОМЕРЕ

новости КоМПАнии

6 Форум нефтяников Востока В качестве удостоверилисьКомпания мирового уровня

7 Взаимовыгодный визитПод солнцем Барселоны

8 «Sertecpet» из ЭквадораНа «Пермской ярмарке»Мнение министра

9 Нефть – она и в джунглях нефтьНовый уровень БНС

ниоКР – нА ЗАМЕтКУ нЕФтЯниКУ

10 КОНТЕЙНЕР В СКВАЖИНЕ/ Анатолий ЧЕБУНИН /

На переднем крае борьбы с отложением солей

12 ТЕМПЕРАТУРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ДВИГАТЕЛЯ/ Евгений ПОШВИН /

ПРоиЗвоДство

18 ОПЕРАТИВНО И ДОСТОВЕРНО/ Алексей САВЛОВ /

CYBER MONITOR – инструмент повышения эффективности использования промышленного оборудования

24 КОНТАКТ РУБИНА И МЕТАЛЛА/ Александр ПОМОРЦЕВ, Евгений ШАЛАГИН /

сЕРвис

28 ТАМ, ГДЕ РАБОТАЕТ НАШЕ ОБОРУДОВАНИЕ/ Михаил СТРЕЛЬНИКОВ /

«Новомет-Ноябрьск»: первые итоги

иЗ АРХивА

34

НАДЕЖНОСТЬ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯВ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙОАО «ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»/ С. КУДРЯШОВ, Ю. ЛЕВИН, Д. МАРКЕЛОВ, – ОАО «ЮГАНСКНЕФТЕ-ГАЗ»; О. ПЕРЕЛЬМАН, С. ПЕЩЕРЕНКО, А. РАБИНОВИЧ, С. СЛЕПЧЕНКО, – ЗАО «Новомет-Пермь» // Технология ТЭК. 2004. №5.

нАДЕЖностЬ

40 ТРИ ГОДА СПУСТЯ/ А. ГАРИФУЛЛИН, Л. ЗАГОРОДНИЙ, А. РОМАНОВ, – ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»; О. ПЕРЕЛЬМАН, С. ПЕЩЕРЕНКО, А. РАБИНОВИЧ, С. СЛЕПЧЕНКО, - ЗАО «Новомет-Пермь»/ По следам наших выступлений

ПЕРЕЧЕнЬ ПРоДУКЦии гК «новоМЕт»

44 Погружное оборудованиеСистемы ППДСервисные услуги

� арсенал нефтедобычи ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ» №03|ДЕКАБРЬ|2007


2 – 5 октября в городе Алматы состоялась 15-я Юбилейная Казахстанская междуна-родная выставка «Нефть и газ 2007 /KIOGE 2007». «Новомет» является постоянным участником этого форума, влияющего на развитие всего нефтегазового комплекса Республики Казахстан.

На своем стенде наша компания пред-ставила образцы нового оборудования в области добычи нефти. Совместно с ново-метовцами в этом году на стенде работали представители совместного предприятия ООО «АНГС» и Сервисного Центра в Кы-зылорде. «Новомет» медленно, но верно расширяет свою помощь компаниям юж-ного соседа.

Форум нефтяников Востока

12 - 14 декабря наше предприятие в оче-редной раз посетили представители «Salym Petroleum Development H. B.» - компании, представляющей на российском рынке ми-ровой нефтяной гигант Shell, - в лице руково-дителя отдела эксплуатации Эндрю Мобиана и ведущего инженера Юрия Никулина.

Во время визита обсуждались новинки на-шей компании: объемные насосы, двигатели и системы телеметрии. Актуальным вопросом, обсуждаемым в рамках данного визита, стал и контракт на оказание ГК «Новомет» сер-висных услуг для нефтяных месторождений Salym Petroleum Development.

Как отметил руководитель отдела эксплу-атации «Salym Petroleum Development H. B.» Эндрю Мобиан, отношения между нашими предприятиями развиваются быстрыми темпами. Особенно это касается поставок оборудования, новых разработок, в связи с чем проведены переговоры об организации обучения сотрудников SPD на базе «Новомет-Нефтеюганск».

Компания мирового уровня

Аудит системы управления качеством выпускаемой продук-ции проходил в нашей компании 29 – 31 октября. Аудитором со стороны одного из стратегических заказчиков выступило ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» (г. Москва)

В течение трехдневного рабочего визита аудиторы: Рой Ричардсон – директор департамента качества управления сис-темой снабжения, Евгений Крапивин – главный специалист де-партамента качества, Сергей Кочергин – главный специалист департамента технологий скважинных работ и Тоби Ричард – технический координатор блока технологий – ознакомились с

производственными возможностями и системой менеджмента качества нашей компании.

За три дня делегация посетила практически все основные производственные площадки и ознакомилась с работой ве-дущих отделов предприятия, от которых напрямую зависят высокие эксплуатационные показатели продукции компании. В заключение представители ТНК-ВР признали систему ме-неджмента качества компании «Новомет» соответствующей требованиям международных стандартов и способной обес-печить высокое качество продукции.

В качестве удостоверились

Эндрю МОБИАН

�


арсенал нефтедобычиНОВОСТИ КОМПАНИИ

Делегация нефтяной компании «Роснефть», одного из ключевых заказчиков продукции «Новомет», посетила нашу компанию 17 и 18 октября. В первый день гости ознакомились с производством. Особый интерес наших парт-неров вызвали пенометаллические и щелевые фильтры, их производство и обслуживание. Без внимания не остались цеха сборки насо-сов и электродвигателей.

Основная же программа визита пришлась на второй день, когда специалистами «Но-вомета» была организована специальная конференция «Новое оборудование для ос-ложненных условий эксплуатации скважин», в которой гости приняли активное участие. В частности, интересно отметить в этом плане доклад главного специалиста Управления добычи нефти Департамента нефтегазодо-бычи ОАО «НК Роснефть» Сергея Белялова об использовании нефтяниками программы «NovometStatPro», разработанной специалис-тами нашей компании, для оценки надежности погружного оборудования.

Доклады начальника аналитического отде-ла Сергея Слепченко об опыте работы ООО «Новомет-Сервис», главного инженера сбо-рочного производства ПЭД Евгения Пошвина - о термостойких и вентильных двигателях, начальника участка по производству филь-тров, д. т. н. Юрия Данченко - об установках для тонкой очистки воды и жидкости глуше-ния перед закачиванием в низкопроницаемые пласты, начальника Инженерно-технического центра, д. ф-м. н. Сергея Пещеренко - о новых разработках центра, заместителя главного конструктора Данилы Мартюшева - о защи-те оборудования от мехпримесей, вызвали неподдельный интерес: поступали вопросы, вносились предложения. Так, после доклада Юрия Данченко нефтяники предложили раз-работать целый комплекс оборудования для водоподготовки при закачивании в пласт.

Взаимовыгодный визит

Второй годовой всемирный саммит «Кон-ференция по технологиям разведки и добы-чи нефти и газа» состоялся 16 и 17 октября в Барселоне. Одним из ключевых вопросов на ней стала проблема оптимизации расходов на добычу и производство нефти и газа. Целью поездки делегации «Новомета», представлен-ной Директорами по развитию бизнеса С. Г. Ведерниковым и Д. В. Казаковцевым явилось установление контактов с потенциальными заказчиками.

«Новометовцами» были проведены встречи и сделаны обзорные презентации для компа-ний из Венесуэлы, Канады, Бразилии, Чили и других. Представители всех компаний выра-зили явную заинтересованность в посеще-нии «Новомета», а также в том, чтобы принять наших специалистов для более подробной презентации у себя на родине.

Под солнцем Барселоны


В середине ноября компанию «Новомет» посетила делегация Эквадора в составе пре-зидента холдинга «Sertecpet Holding S.A.» Эдуардо Лопеса Робайо, в прошлом – минис-тра энергетики, представителя президента в национальной нефтяной компании «Петроэк-вадор» и регионального директора по добыче Хайме Гарсона.

В ходе визита представители «Sertecpet» положительно оценили современный техноло-гический уровень российского предприятия, высокое качество выпускаемого им оборудо-вания. Кроме этого, представителей Sertecpet интересовала возможность поставок нашей продукции в страны Латинской Америки с пос-ледующим их обслуживанием.

«Sertecpet» из Эквадора

На «Пермской ярмарке»

� арсенал нефтедобычи №03|ДЕКАБРЬ|2007

Впервые за всю историю существования нашей компании 12 ноября ее посетил ми-нистр природных ресурсов РФ Юрий Трутнев. В ходе визита Юрий Петрович ознакомился с производством и пообщался с коллективом компании.

Сборочное производство ПЭД, цех мехоб-работки, установки лазерного прототипирова-ния, - вот неполный перечень подразделений, где побывал в тот день министр. Впечатлен-ный увиденным, Юрий Петрович не стеснялся в похвалах предприятию.

— «Новомет» выпускает надежное оборудо-вание. Отрадно, что продукция предприятия ничуть не уступает, а по ряду показателей даже превосходит западные аналоги, - по-ведал министр собравшимся заводчанам в финальной части своего визита.

Мнение министра

9-я международная выставка технологий и обо-рудования для нефтяной, газовой и химической промышленности «Нефть. Газ. Химия – 2007» про-шла 20 – 23 ноября в выставочном центре «Перм-ская ярмарка». Выставка имеет региональный масштаб, и, кроме Прикамья, включает Татарстан, Башкирию и Западную Сибирь.

Компания «Новомет» является постоянным учас-тником данного мероприятия. На этот раз на нем были представлены технологии лазерного синте-за и порошковой металлургии. Большой интерес вызвали фильтры из пеноникеля и уплотнения из терморасширенного графита, представленные «Новомет-Силуром».

ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»


�арсенал нефтедобычиНОВОСТИ КОМПАНИИ

Нефть – она и в джунглях нефть

Новый уровень БНС

Представительную делегацию во главе с председателем со-вета директоров ОАО «ЛУКОЙЛ», генеральным директором ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» («РИТЭК») Валерием Исааковичем Грайфером (на снимке справа) «Новомет» принимал 11 декабря.

«РИТЭК» - нефтедобывающее предприятие, специализирующее-ся на широкомасштабном применении инновационных технологий и оборудования. Оно заинтересовано в сотрудничестве с промыш-ленными компаниями, производящими нефтепромысловое обору-дование и имеющими, как и «РИТЭК», большой научно-технический и инновационный потенциал, - такими, как «Новомет».

По договоренности сторон представители нашей компании провели презентацию в московском офисе «РИТЭК».

Были представлены основные этапы развития компании, веду-щие специалисты выступили с докладами, всесторонне характе-ризующими инновационный вектор развития «Новомет» (муль-тифазные и объемные насосы, новые модели газосепараторов, системы ППД, системы управления с ТМС и т. д.). Презентация вызвала живой интерес нефтяников.

Приоритет - инновациям

Приемо-сдаточные испытания новой блочной насосной станции, проведенные в конце декабря на полигоне, где присутствовали представители заказчика, нельзя назвать рядовыми. Уникальной данную установку делают ее параметры. Габа-риты станции составляют 17750х9250х3920 мм, масса - 68 тонн. Внутри расположились два 9-ти метровых электроцентробежных насосных агре-гата. Напор каждого из них - 2000 метров, дебит - 1000 м3/сут.

Испытания прошли успешно, все параметры установки были в норме. Насосная станция «от-правилась» на ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз». В январе туда же будет отгружена БНС, укомп-лектованная тремя подобными насосными аг-регатами.

Прошло совсем немного времени после посещения нашей компании делегацией из Эквадора, как пред-ставителями «Новомета» был нанесен ответный ви-зит. В отличие от северных широт западной Сибири, где расположены ключевые сервисные центры нашей компании, фонд скважин компании «Sertecpet Holding S.A.» находится …. в эквадорских джунглях.

«Пожалуй, это первое, что бросается в глаза, - от-метил директор по производству Михаил Мельников. – Безусловно, есть различия в масштабах производс-твенных мощностей и в самой производственной базе.»

Основным критерием, определившим выбор эк-вадорской компанией в качестве предполагаемого партнера в России наше предприятие, помимо соот-ветствующего уровня развития стала мобильность «Новомета», которая может стать серьезным факто-ром, позволяющим составить достойную конкурен-цию в этом регионе американским поставщикам.

НИОКР – на заметку нефтянику“АНАТОЛИЙ ЧЕБУНИН

Главный специалист ЗАО «Новомет-Пермь» по новым разработкам КОНТЕЙНЕР

На передНем крае борьбы с отложеНием солей

в скважине

При добыче нефти в некоторых случаях происходит перенасыщение попутно добываемой воды малорастворимыми солями, в частности, известняком (СаСО3) или гипсом (СаSО4*2Н2О), которые выпадают на поверхностях погружного оборудования. Солеобразование является общей проблемой практически для всех месторождений на поздних стадиях их эксплуатации.

11арсенал нефтедобычи

Наиболее негативные пос-ледствия отложения солей имеют место при добыче нефти с помощью устано-

вок электропогружных центробеж-ных насосов (УЭЦН). Выпадение не-органических солей на поверхности ПЭД, в насосах повышает их износ, приводит к заклиниванию вала ЭЦН, разрушению рабочих колёс. В этих условиях межремонтный период (МРП) работы механизированного фонда скважин уменьшается в не-сколько раз.

Для предотвращения выпадения неорганических солей в глубинном

оборудовании в ЗАО «Новомет-Пермь» с 2005 года налажен выпуск ингибитора солеотложений твёрдо-го (ИСТ) и контейнеров скважинных твёрдого реагента (КСТР) из перфо-рированных НКТ, устанавливаемых в скважине под установкой. КСТР предназначен для дозированной подачи ингибитора солеотложений в пластовую жидкость с целью предо-твращения солеотложения погруж-ного оборудования. В качестве твёр-дого реагента применяется ИСТ.

Добываемая жидкость проходит через контейнер и насыщается ин-гибиторами солеотложения. Затем она оказывается на приёме УЭЦН, в колонне насосно-компрессорных труб, где и предотвращает отложе-ния солей.

Применение КСТР не вызывает нарушения технологических режи-мов и не ухудшает качество товар-ной нефти.

Выпускаемое в ЗАО «Новомет-Пермь» оборудование для предо-твращения выпадения солей рабо-тает в следующих условиях:

температура добываемой жид-кости до 100 0с;

дебит скважин от 15 до 150 м3 / сут;

обводненность добываемой жидкости от 0 до 99 %;

планируемое время дозирова-ния реагента в добываемую жид-кость не менее 12 месяцев;

применение контейнера кстр не осложняет монтаж УЭЦН на скважи-не.

За время выпуска контейнеров и

реагентов солеотложения с целью увеличения продолжительности действия последних проведено 4 модернизации по оптимизации как самой конструкции КСТР, так и обо-лочек для ингибитора ИСТ.

Оптимизация конструкции идет в направлении уменьшения скорости растворения ИСТ и, как следствие, увеличения времени его действия. Если в исходной конструкции КСТР ингибитор в некоторых случаях рас-творялся менее чем за 2-3 недели, то в последующих (усовершенство-ванных) конструкциях продолжи-тельность растворения ингибитора

уже составила более 5-6 месяцев (при ремонте скважин находили до-статочное количество ингибитора).

Данное оборудование полностью совместимо с оборудованием дру-гих производителей, как по УЭЦН, так и по другим способам эксплуа-тации. Компания «Новомет» готова поставить необходимое количество КСТР любому заказчику в течение 1 – 2 месяцев с момента получения заказа.

Краткое наименование изделия

Расход пластовой жидкости,

м3/сут

Планируемая кон-центрация выноса ингибитора ИСТ,

г/м3

Доля ингибитора, залитого в оболочку

Вес поставляемого ингибитора ИСТ (на 365 сут), кг

Коли-чество секций,

шт.

Габаритная длина, м

Общий вес контейнера,

кг

КСТР-89.0-60.0-15/03 15 1,5 1,0 17,6 2 8,1 137

КСТР-89.0-60.0-25/03 25 1,5 1,0 26,5 3 11,6 197

КСТР-89.0-60.0-50/03 50 1,5 1,0 35,4 4 15,1 257

КСТР-89.0-60.0-80/03 80 1,5 1,0 53,8 6 22,1 378

КСТР-89.0-60.0-100/03 100 1,5 1,0 62,7 7 25,7 439

КСТР-89.0-60.0-125/03 125 1,5 1,0 71,7 8 29,2 499

Как видно из приведённых данных, выпускаемое в настоящее время оборудование по предотвращению солеотложений является достаточно эффективным.

п/п Месторождение Предприятие № Скв.Причина

подъёма УЭЦННаработка,

сутТ пл. гр. С

Наличие ингибитора в КСТР при ремонте скважины

Наличие солей в насосе

Анализ работы КСТР до модернизации1 Мохтиковское Мохтикнефть 228 ГТМ 14 83 нет есть в г/с

2 Мохтиковское Мохтикнефть 119 Снижение дебита (соли в насосе) 114 83 нет есть в насосе

3 Столбовое Мохтикнефть Р-86 R-0 84 100 нет есть в насосе

4 Мохтиковское Мохтикнефть 119 н/п (пропуски в НКТ) 34 83 нет нет

5 Столбовое Мохтикнефть 86Р нет подачи (клин, соли) 47 100 нет есть в насосе

6 Мохтиковское Мохтикнефть 298Р Снижение подачи (пропуски в НКТ) 16 83 нет нет

7 Мохтиковское Мохтикнефть 166 R-0 171 83 нет нет

8 Мохтиковское Мохтикнефть 295 Снижение подачи (соли на приёме) 178 83 нет есть на сетке насоса

Среднее 82 87,3 0 5 из 8

Анализ работы КСТР после первой модернизации1 З-Ключевская ТНГК 68 снижение подачи (снижение Рпл.) 87 93 есть нет

2 Н-Шапшинское Аки-Отыр 521 ГТМ,ГРП 76 81 есть нет

3 Н-Шапшинское Аки-Отыр 271 ГТМ,ГРП 52 81 есть нет

4 Мохтиковское Мохтикнефть 223 ГРП 6 83 есть нет

5 Н-Шапшинское Аки-Отыр 270 ГТМ 184 81 нет нет

6 Н-Шапшинское Аки-Отыр 262 ГТМ 96 81 есть нет

7 Н-Шапшинское Аки-Отыр 521 R-0 130 81 есть нет

8 ЕрмаковскоеУНП-3 ОАО “ННП”

1964 нет подачи (пропуски в НКТ) 137 70 есть нет

9 Чехлонейское 4422 R-0 148 70 есть нет

10 Ермаковское 3409 ГТМ 87 70 есть нет

Среднее 111 79,1 9 из 10 9 из 10

НИОКР — НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ

12 арсенал нефтедобычи ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ЗАО «НОВОМЕТ»

Евгений ПОШВИНГлавный инженер

сборочного производства ПЭДЗАО “Новомет-Пермь”

БЕЗОПАСНОСТЬТемпературная

двигателя

НИОКР – на заметку нефтянику“

13

ПоДЗЕМный «эКстРиМ»

Термин «термостойкость» подразумевает не только ус-тановившийся тепловой ре-жим работы двигателя, но и ситуации, когда перегруз или подклинивание насоса приводят к увеличению тока в обмотке и, как следствие, к дополнительному нагреву. Наши усилия направлены на то, чтобы повысить надеж-ность работы оборудования для подобных аварийных режимов. Во время подкли-нивания насоса, когда про-исходит, к примеру, кратков-ременный выброс песка, и температура двигателя на-чинает резко увеличиваться, система изоляции должна выдержать, а насос - про-должать работать в штатном режиме.

Следующая «экстремаль-ная» ситуация – выброс газа. Когда газовый пузырь прохо-дит вдоль двигателя, эффек-тивность охлаждения снижа-ется, т.к. теплоемкость газа отличается в разы от тепло-емкости жидкости. Для таких режимов применение тер-


тРЕтЬЕго нЕ ДАно

Проблема осложняющего – температурного - фактора возникла не вчера. В плане повышения термостойкости погружных двигателей су-ществуют два направления: это так называемые «экс-тенсивный» и «интенсивный» пути.

Экстенсивный – за счет применения более

термостойких материалов.

Интенсивный – за счет применения обо-

рудования, снижающего на-грев двигателя. Имеется в виду разнообразные систе-мы охлаждения. Данные сис-темы отводят в пластовую жидкость тепло, выделяе-мое двигателем в процессе работы, и обеспечивают ин-тенсивное охлаждение дви-гателя. Компания «Новомет» также разработала ориги-нальное конструкторское решение, позволившее зна-чительно снизить перегрев ПЭД. Указанное техническое решение запатентовано.

мостойких двигателей жиз-ненно необходимо.

Как известно, с нагревом изоляции сверх допустимой температуры всего на 100С срок ее службы снижает-ся в 2 раза. Отсюда следу-ет, что чем выше заявленные характеристики изоляции по теплостойкости, тем больше срок службы двигателя. Ос-новными конструктивными особенностями термостой-ких двигателей, компании «Новомет-Пермь» является применение новейших изо-ляционных и пропиточных материалов, соответству-ющих классу F по ГОСТ 183, теплостойкого обмоточного провода, теплостойких РТИ, осевых и радиальных под-шипников с новым совре-менным покрытием. В конс-трукции статора обеспечена полная герметизация обмот-ки от случайного попадания пластовой жидкости.

Для применения в термо-стойких ПЭД специалис-ты одной из ведущих фирм – производителей компаун-дов и лаков подобрали для нас особый состав компа-унда с учетом коэффициента температурного расшире-ния меди, с минимальными усадками, с высокой тепло-проводностью. Технология компаундирования отрабо-тана, полученные результаты оказались неплохими. Ком-паундированные двигатели – 5-й группы по классифика-ции технических требований ОАО «ТНК-ВР» - производят-ся нами в достаточном коли-честве согласно заказам .

По составу – до 40% по массе компаунд состоит из наполнителя, который име-ет очень высокую теплопро-водность. В обычном «ла-кированном» двигателе, в котором обмоточные про-вода соприкасаются с мас-лом, с воздухом, с лаком, где и происходит аккумулиро-вание тепла, приводящее к

арсенал нефтедобычи

В СВЯЗИ С УВЕЛИЧЕНИЕМ ГЛУБИНЫ ПОДВЕСКИ ТЕМПЕРАТУРА В СКВАЖИНЕ НЕУКЛОННО РАСТЕТ ГОД ОТ ГОДА. ПО ЭТОЙ ПРИЧИНЕ У НЕФТЯНИКОВ

ПОСТОЯННО ВОЗНИКАЕТ ПОТРЕБНОСТЬ В ТЕРМОСТОЙКОМ ОБОРУДОВАНИИ.

КРОМЕ ЭТОГО, СУЩЕСТВУЮТ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ОСОБЕННО ЭТО ЮГ РОССИИ), ГДЕ ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТА САМА ПО СЕБЕ ДОСТИГАЕТ 1500. ЕСЛИ ДОБАВИТЬ К ЭТОМУ ЕЩЕ 500 – НА ПЕРЕГРЕВ ДВИГАТЕЛЯ, ПОЛУЧИТСЯ, ЧТО ДВИГАТЕЛЬ РАБОТАЕТ ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ ПОРЯДКА 2000.

ПОНЯТНО, ЧТО ЗДЕСЬ НЕОБХОДИМО ПРИМЕНЯТЬ ОСОБЫЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ.


14

нагреву изоляции и после-дующего короткого замы-кания. В компаундирован-ном двигателе отвод тепла происходит через компаунд, статорное железо и корпус в пластовую жидкость.

стЕнД

Для изучения характера распределения тепла в дви-гателе нами был спроекти-рован стенд испытаний дви-гателей под нагрузкой. Стенд позволяет определять пере-грев обмотки двигателя при имитации рабочих режимов с нагрузкой от номинальной до превышающей номиналь-ную на 30% и выше, а также выявлять наиболее нагретые участки изделий. На стенде возможна регулировка ско-рости охлаждающей жид-кости от 0,01 до 2 м/сек, что примерно соответствует де-биту от 25 до 4000 м3 /сутки (рис. 1).

На данном стенде получе-ны результаты, которые нам помогли в расчете темпера-турного баланса двигателя. Поскольку конструкция стен-да оказалась очень удачной и востребованной, в настоя-щее время к нам обращаются представители других ком-паний с просьбой испытать свои двигатели. Цель испы-таний - подтверждение заяв-ленных характеристик того или иного завода-изгото-вителя. В порядке оказания технической помощи такие испытания проводятся, про-токолы испытаний с графи-ками рабочих характеристик направляются в адрес заказ-чиков (рис. 2 – 4).

Аналогичные стенды базо-вой комплектации были из-готовлены по заказам отде-льных производителей ПЭД (ООО «Борец», ОАО «АЛ-НАС») и ряда других нефтя-ных и сервисных компаний.

слАбоЕ ЗвЕно

Термостойкость двигате-лей в компании «НОВОМЕТ» разделяется по трем града-циям: обычное исполнение – для температуры пласта до 1200С, термостойкое испол-нение – для 1400С и компа-ундированное, особо темпе-ратуро-стойкое исполнение – для 1600С. В перспективных планах компании - увеличе-ние данных пределов.

Логично предположить, что с термостойким двига-телем должна применяться и термостойкая гидрозащи-та. Но именно она являет-ся на сегодня слабым зве-ном. В настоящий момент конструкция термостойкой гидрозащиты выполнена на основе гидрозащиты обыч-ного исполнения. Отличия в термостойком исполнении гидрозащиты – это примене-ние торцевиков с сильфона-ми из высокотемпературной

Рис. 1


арсенал нефтедобычи №03|ДЕКАБРЬ|2007ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»

1�

резины, диафрагмы из сме-си «Aflas», синтетического масла, осевых подшипников, также рассчитанных на тем-пературу до 2800.

В самой гидрозащите, как известно, слабым звеном яв-ляется резина, и заменить ее другим материалом невоз-можно. Можно ли кардиналь-но уйти от применения ре-зиновых диафрагм в данных конструкциях? Полагаем, что да. Одним из решений явля-ется создание поршневой гидрозащиты. Проработка опытного варианта ведется совместно с ЗАО «РЕАМ – РТИ» (Генеральный директор Пятов И. С.)

В настоящий момент у нас также ведутся работы по мо-дернизации серийных гид-розащит. Мы полностью пе-ресматриваем конструкцию гидрозащит с целью улучше-ния ремонтопригодности и увеличения надежности.

Решение проблемы ремон-топригодности – в принци-пе так называемой модуль-ности, когда не обязательно иметь большой ассортимент запчастей, а можно из мо-дулей стыковать и набирать нужную гидрозащиту с од-ной, двумя или четырьмя диа-фрагмами, в зависимости от тех или иных целей. Либо это связано с большим объемом компенсации масла, либо с требуемой повышенной на-дежностью; соответствен-но резиновые мешки можно соединять либо последова-тельно, либо параллельно.

«АсинХРонниК» нА эКсПоРт

В настоящее время ком-панией «НОВОМЕТ» произ-водится широкая линейка асинхронных двигателей, ос-воено 6 габаритов: 96, 103, 117, 130, 143, и 185 мм. Число типоразмеров ПЭД - от 7 до 28 в каждом габарите; диа-пазон мощностей - от 8 до

Рис. 2

Рис. 3

Рис. 4


арсенал нефтедобычиНИОКР — НА ЗАМЕТКУ НЕФТЯНИКУ

1�

800 кВт. Последний из освоенных

габаритов – 143 мм. Он пла-нируется к эксплуатации в странах Ближнего Востока. Опытный образец двигателя при испытаниях подтвердил высокие заявленные харак-теристики.

всЕ ДЕло – в УПлотнЕнии

После разработки тер-мостойких двигателей и гидрозащиты остро вста-ла проблема ненадежности серийно выпускаемых ка-бельных удлинителей. Так, в серийном удлинителе уплот-нение токоведущих жил про-исходит за счет физическо-го обжатия изоляции жилы. В новой модели кабельно-го удлинителя уплотнение происходит за счет адгезии

между уплотняющими мате-риалами. Разница в том, что резина в «холодном» удлини-теле находится в сжатом со-стоянии, и при дальнейшем увеличении температуры (резина имеет высокий ко-эффициент температурного расширения) она деформи-рует изоляцию, что приводит к пробою фазы на корпус.

В удлинителях нашей раз-работки такого явления не происходит. В настоящее время 10 штук кабельных уд-линителей проходят подкон-трольную эксплуатацию на объектах компании «Газпро-мнефть». Нареканий и пре-тензий нет.

тЕРМоЦиКл ЗА тЕРМоЦиКлоМ

Как оценить надежность серийно выпускаемых ка-бельных удлинителей? Ведь на словах – это одно, на деле

все необходимо подтверж-дать цифрами. Для оценки надежности мы разработа-ли специальную программу. Имитируя рабочие режимы удлинителя, были установле-ны значения и режимы тем-пературного воздействия (термоцикла) в пределах от нагрева до 2000 С с последу-ющим охлаждением до 200С.

Термоциклирование вы-борки кабельных удлините-лей производилось в тече-ние нескольких месяцев. В процессе испытаний конт-ролировались параметры: сопротивление изоляции и герметичность по значени-ям допустимых токов утечки. После того, как у большей части выборки удлинителей произошел отказ (превыше-ние допустимых токов утеч-ки) с помощью программы «NovometStatPro» были пос-троены графики, которые приведены на стр. 17.


арсенал нефтедобычи №03|ДЕКАБРЬ|2007

Пакеты ротора ПЭД, выпускаемых на «Новомете»


1�


арсенал нефтедобычи

УРАвнЯтЬ тЕМПЕРАтУРУ!

В последнее время при эксплуатации особо мощ-ных секционных двигателей (пример - трехсекционный ПЭД 320 - 117 ) выявилась проблема выхода из строя верхней секции, хотя темпе-ратура пласта не превыша-ла 1100С . Анализ работы на основе моделирования си-туации на компьютере пока-зал, что та жидкость, которая омывает двигатель, во вре-мя движения вдоль статора нагревается еще на 500С. Соответственно, если мы говорим, что температура пласта внизу 1100С, то вверху, у головки, она уже достигает 1600С. Косвенно наш анализ подтвердило исследование состояния лакокрасочного покрытия, которое в нижней секции было без изменений, а по мере движения вверх его цвет изменялся, приоб-ретая оттенки от коричнево-го до красного. На отдельных

участках имели место следы оплавления покрытия.

Сейчас мы ведем работы по снижению неравномерности температуры нагрева дви-гателя. Одним из решений проблемы может быть разра-ботка специального модуля – охладителя, который дол-жен уравнивать температуру между секциями двигателя.

МУФтА ПоДшиПниК бЕРЕЖЕт

Следующая проблема осо-бо мощных двигателей – тем-пературное расширение валов. Серийные шлицевые муфты при высокой темпера-туре не обеспечивают ком-пенсацию температурного расширения валов. Для ре-шения проблемы нами была разработана специальная муфта, которая обеспечива-ет линейное перемещение вала независимо от момен-та, передаваемого валом. При этом «раздавливания» осевого подшипника какой-

либо из секций не происхо-дит. С июля 2007 года начато серийное производство сек-ционных двигателей с ком-пенсирующими муфтами.

Разработка и внедрение компенсирующих муфт про-ведена по заказу и при учас-тии ОАО «Юганскнефтегаз», преимущественно эксплуа-тирующие мощные трехсек-ционные двигатели.

ДвигАтЕлЬ, ЗА КотоРыМ - бУДУщЕЕ

Так как проблема эконо-мии электроэнергии ос-тается актуальной, конс-трукторская мысль должна быть направлена на реше-ние вопросов уменьшения электропотребления. Один из путей решения данной проблемы – повышения КПД погружного двигателя. В на-стоящий момент в компании «Новомет-Пермь» ведутся научно-исследовательские работы по созданию двига-телей новой конструкции.


оперативно и достоверно

Алексей САВЛОВНачальник Бюро СПУЗАО “Новомет-Пермь”

CYBER MONITOR – инструмент повышения эффективности

использования промышленного оборудования

производство“

1�

Мониторинг дает возможность увидеть, насколько загружено оборудование, в каком режиме оно эксплуатируется, что необхо-димо сделать для того, чтобы улучшить его работу. Ключевым моментом любой систе-мы мониторинга является оперативность и достоверность данных.

Как обстоят дела с мониторингом про-изводственных процессов в компании «Новомет»? Как известно, 4 года назад на предприятии началось обновление парка станков. Первым приобретением были вер-тикальные токарные автоматические линии «IVS – 200» фирмы «MAZAK» для обработки порошковых ступеней (фото 1).

Далее появились 3 обрабатывающих центра «Integrex» различной модификации (фото 2), и 4 токарных станка QTN-250 (фото 3) для обработки концевых деталей. На данный момент на производстве успешно работает 23 единицы оборудования япон-ской фирмы. В январе 2008 года в цехе 22 планируется внедрить в производство еще 2 токарных станка QTN-II-250 с новой систе-мой ЧПУ «Matrix» и 2 автоматические линии IVS-200 - в цехе 21.

Вместе с оборудованием в 2006 году был приобретен программный продукт «Cyber Monitor», разработанный ведущи-ми специалистами фирмы Yamazaki Mazak Corporation. Данная программа по средс-твам сети дистанционно контролирует ра-бочее состояние станков (фото 4).

ВЫПОЛНЕНИЕ ПЛАНОВ ПРОИЗВОДСТВА ЗАВИСИТ ОТ МНОГИХ ФАКТОРОВ,

В ТОМ ЧИСЛЕ И ОТ ТОГО, НАСКОЛЬКО ЭФФЕКТИВНО РАБОТАЕТ ОБОРУДОВАНИЕ. ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ ОБОРУДОВАНИЯ ВСЕГДА ПРИМЕНЯЛИСЬ РАЗЛИЧНЫЕ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА, ХРОНОМЕТРАЖ НОРМИРОВЩИКА, УСТАНОВЛЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДАТЧИКОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВРЕМЕНИ ВРАЩЕНИЯ ШПИНДЕЛЯ И Т.Д.

Фото 2

Фото 3

Фото 1

ПРОИЗВОДСТВО

20 арсенал нефтедобычи №03|ДЕКАБРЬ|2007

аварийный режим

режим наладки

автоматический режим

1

2

34

56

7 8 9

Работа 8-ми автоматических линий IVS-200 в режиме реального времени

Фото 4



21арсенал нефтедобычиПРОИЗВОДСТВО

аварийный режим

режим наладки

автоматический режим

1

2

34

56

7 8 9

На данном рисунке мы видим на примере одного из цехов пред-приятия работу 8 автоматических линий IVS-200 в режиме реально-го времени.

Цветовая сигнализация показы-вает, в каком режиме находится станок.

Красный - аварийный режим. Желтый - режим наладки.Синий означает, что работа осу-

ществляется в автоматическом режиме.

Для более подробной информа-ции по каждому станку в случае необходимости на мониторе по-является пиктограмма, где видна полная информация:

1 - номер станка;2 - в каком режиме находится

станок;3 - номер управляющей про-

граммы;4 - наименование изготавливае-

мых деталей;5 - количество заданных дета-

лей на смену;6 - количество сделанных дета-

лей на данный момент.Также показано, на каких режи-

мах резания происходит процесс обработки:

7 - передвижение рабочих орга-нов с максимальной скоростью;

8 - скорость резания;9 – подача.

Пиктограмма 1-1

Работа 8-ми автоматических линий IVS-200 в режиме реального времени


автоматический

Режим

ожиданиеналадка

авария

выключено

Общее

% Время


Благодаря этой программе любой руководитель со своего рабочего места в режиме реального времени может наблюдать за работой оборудования. Более того, по результатам работы станка за интересующий период времени (сутки, недели, месяцы и даже годы) можно вывести диаграмму, показывающую, как отра-ботал за данный период тот или иной станок (фото 5).

Для более подробного анализа существует воз-можность разделения диаграммы на трехсменный график работы оператора, где видно, в какое время, в какую смену случилось то или иное изменение ре-

Время

Дата 1 смена

Фото 5На данной диаграмме на примере станка «INTEGREX

300 III ST» наглядно показано, сколько времени за данный период - с 16.10. по 19.10 - станок работал в автомати-ческом режиме (синий цвет), сколько находился в режиме ожидания (зеленый), сколько – в режиме наладки (жел-тый), сколько – в аварийном режиме (красный) и сколько времени был выключен. Причем, эти данные можно пос-мотреть как в абсолютных цифрах (часы, минуты, секун-ды – столбик цифр справа), так и в процентах (средний столбик).

жима его работы (фото 6).Данная программа также позволяет отследить, на

каких режимах резания происходит обработка дета-лей, что, в свою очередь, влияет на стойкость инс-трумента и качество обрабатываемой поверхности. Если во время работы возникают аварийные сооб-щения, станок их фиксирует и сохраняет в памяти. После чего, пользуясь «классификатором ошибок», можно определить, чем была вызвана данная ошиб-ка, и что необходимо предпринять для ее устранения. Для более оперативного устранения неисправнос-

Фото 6. На данной диаграмме показана работа оператора в первую смену в период с 16.10. по 19.10 на станке «INTEGREX 300 III ST». По пиктограмме (справа) можно с высокой степенью точности определить, например, в какое время была переналадка и сколько времени она продолжалась.



23арсенал нефтедобычиПРОИЗВОДСТВО

Средняя за месяц - 67,82%



тей возможна автоматическая передача информа-ции со станка на рабочее место ремонтной службы посредством электронной почты.

Благодаря вышесказанному появляется возмож-ность принятия обоснованных решений, связанных с загрузкой и режимами эксплуатации дорогостояще-го высокопроизводительного оборудования. Время работы станка в автоматическом режиме – универ-сальный показатель, демонстрирующий, насколько эффективно используется оборудование.

Посетившие «Новомет» в июне 2007 года пред-ставители японской корпорации «Yamazaki Mazak Corporation» во главе с главным управляющим ди-ректором господином Катсуо Нишимура и главой московского представительства Митцуру Танака, кроме высокого технического уровня специалистов нашей компании и современной организации произ-водственных процессов, отметили, что показатели эффективности их станков, демонстрируемые в це-хах «Новомета» (фото 7), считаются вполне приемле-мыми и для страны восходящего солнца.

(В Японии для автоматических линий типа IVS-200 этот показатель равен 85%; для обрабатывающих центров типа Integrex - 71%, для токарных станков типа QTN-250 - 65%.).

Сейчас ведется серьезная работа специалистов компании, направленная на повышение эффектив-ности использования оборудования. Есть несколь-ко факторов, которые могут существенно повысить данный показатель.

Это: уменьшение времени переналадок (напри-мер, на станках IVS-200 время сокращено в 12 раз и составляет от 5 до 30 минут с детали на деталь, на обрабатывающих центрах - в 2,5 раза и в среднем составляет 1 час);

- уменьшение цикла обработки деталей за счет внедрения нового прогрессивного инструмента;

- увеличение стойкости режущего инструмента; - уменьшение времени внедрения новых изделий

за счет освоения программных продуктов для раз-работки управляющих программ Unigraphics NX4 и проверки управляющих программ VeriCut также поз-волит повысить эффективность использования обо-рудования.

Для совершенствования нет предела, и сегодня задачу специалистов компании можно сформули-ровать как изготовление качественной продукции в заданном количестве, в оптимальные сроки и с мак-симально эффективным использованием оборудо-вания.

Фото 7На данной диаграмме

представлены показа-тели работы трех типов оборудования за месяц (например, за октябрь).


производство“

Изделие должно отвечать определенным требованиям – это аксиома. Но как быть, если требования, изложенные в конструкторской документации, невозможно определить из-за того, что возникают проблемы с оценкой геометрических размеров этого самого изделия?

Подобная ситуация существовала на предприятии несколько лет. Понятно, что необходимость замеров всегда актуальна, она возрастает по мере роста объемов производства. Решая проблему в корне, предприятие себе обеспечивает тем самым качественно иной уровень контроля на каждом этапе производства оборудования.

Александр ПОМОРЦЕВЗам начальника

Службы развития и качестваЗАО “Новомет-Пермь”

КОНТАКТ

Евгений ШАЛАГИННачальник лаборатории оперативных измеренийЗАО “Новомет-Пермь”

РУБИНА И МЕТАЛЛА

2�

Приобретение компанией «Новомет» контрольно-коор-динатно-измерительной ма-шины марки «Contura G2» про-изводства фирмы “Carl Zeiss” (Германия) явилось хорошим подспорьем в решении вы-шеназванной проблемы. Пог-решность измерения машины не превышает 1,5 микрон. В производство она была запу-щена в августе 2006 года.

ПРоРыв в инновАЦиЯХ

Инновационный процесс сегодня, как известно, начинается с создания опытного образца. Изме-

рительная машина дает возмож-ность оценить сборочную единицу уже на данном этапе, что исклю-чительно важно. Затем следует оценка технологичности, которая, в свою очередь, дает возмож-ность вносить предложения по упрощению конструкции детали, ее унификации. А выход на более простую конструкцию при сохра-нении ожидаемых параметров, изложенных в техническим зада-нии, повышает надежность, дает возможность быстрее внедрять деталь в серийное производство, что в конечном итоге принесет ощутимый экономический эф-фект. Не зря древние философы говорили, что простота конструк-ции – мерило ума конструктора.

С другой стороны, если в про-цессе изготовления детали от-сутствует такое звено, как оценка ее параметров пооперационно, то только на сборке можно понять, что что-то не так. Более того, до приобретения машины иногда со стороны заказчика поступали претензии, но – с точки зрения эксплуатационных результатов. Заказчик видел определенные не-доработки, о чем, безусловно, со-общал, но сделать более глубокое исследование не было возмож-ности. У компании не было инс-трумента для оценки той или иной детали, хотя интуиция подсказы-вала, что нужно двигаться в ка-ком-то конкретном направлении.


арсенал нефтедобычиПРОИЗВОДСТВО

2�


Когда в цепочке изготовления присутствует «оценивающее» звено, то сигнал о несоответствии поступает сразу же, и коррекция следует тотчас. К сборке подхо-дит абсолютно выверенная де-таль, экономятся как время, так и деньги.

После того, как деталь произве-дена, оценка ее надежности про-должается уже по реальным экс-плуатационным характеристикам. Ведь задача изготовителя - под-держание изделия в работоспо-собном состоянии до истечения гарантийного срока. В целом по-лучается продление гарантийно-го срока эксплуатации, а значит, - дополнительные конкурентные преимущества.

от ПРостого — К слоЖноМУ

Изначально перед маши-ной ставились относи-тельно несложные за-дачи: замер соосности,

биение, позиционный допуск, за-мер диаметра конкретных секто-ров окружности — т. е. параметры, которые на том этапе невозможно было замерить всей гаммой име-ющегося инструмента. Сейчас та-кая возможность есть.

Но инженерная мысль идет даль-ше. В ближайших планах компа-нии — приобретение модуля для замера 2D и 3D (пространствен-ных) кривых. С его помощью мож-но будет замерять оснастку для рабочих ступеней, колес, которые производится на «Новомете». Так-же замерять элементы формооб-разующих, производить замер пространственных кривых, сопря-гаемых форм поверхностей, кото-рые сегодня изготавливает Отдел опытных изделий компании.

Контрольно-измерительную машину можно сравнить с высо-коточным станком с ЧПУ, но если последний предназначен для ре-зания деталей, то «Contura G2» — для их контроля. Принципы про-граммирования здесь мало чем отличаются от таковых для метал-лообрабатывающих станков. Вся разница в модулях и программах.

Исходные данные (тип щупа, па-раметр и т. д.) перед измерением закладываются в компьютер. За-тем деталь помещается в рабо-чую зоны машины, закрепляется

арсенал нефтедобычи №03|ДЕКАБРЬ|2007ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»

2�


на столе. С помощью щуповой конфигурации происходит ее «привяз-ка» к нулю данной машины, проще говоря, сопоставление точек отсче-та, как в любом станке с ЧПУ. Вначале машине просто следует указать, где находится деталь.

После «узнавания» включается автоматический процесс. Машина «запоминает» исходные данные, ее щуповая система откалибрована и «привязана» к сканирующей головке, которая, в свою очередь, «при-вязана» к нулю данной машины. Затем идет математический пересчет, положение всех элементов детали в дальнейшем как бы сравнивается с этим нулем.

ЗЕлЕноЕ — ЗнАЧит, гоДитсЯ

Главная часть измерительной машины — рубиновый щуп. На-сколько откалиброваны рубиновые щупы, такую погрешность и может давать машина, так как со временем щупы подвержены износу.

Все, что нужно для работы этой машины — воздух и электричество. Направляющие здесь «ездят» на воздушных подушках, компенсируя таким образом погрешность роликов. Головка машины двигается в трех ортогональных осях по специальным линейкам, на которых через оп-ределенное количество ангстрем нанесены риски. Периодически дат-чик считывает данные с рисок и происходит автоматическая коррекция движения. Чем чаще происходит считывание, тем ниже погрешность измерения.

Искусственный рубин — наиболее износостойкий материал. Ска-нирование — непосредственный контакт, конкретно — трение рубина по металлу. Оператор задает шаг, через который производятся заме-ры. Машина снимает показания, незаметные человеческому глазу.

Как известно, любую деталь можно разбить на составляющие: отвер-стие, точка, прямая, плоскость, конус, сфера, эллипс, цилиндр и так да-лее. Эти составляющие в свою очередь состоят из точек, каждая из ко-торых имеет свою координату и вектор направления. На этом строится любой измерительный процесс. После замера каждого из элементов машина их компилирует, в результате чего получается 3D-модель, по ко-торой можно судить о взаимном расположении элементов детали.

После всего машина «выдает» протокол, где заложены требования чертежа (производства) — биение, координата, угол и так далее. При-чем результаты подаются в легко читабельном виде: зеленое, значит, «годное», красное — значит, никуда не годится. Протокол затем идет в производство. Если по протоколу все «годное» — можно изготавли-вать деталь со спокойной душой.

арсенал нефтедобычиПРОИЗВОДСТВО

Для любой нефтяной компании вопросы обеспечения работоспособности промыслового оборудования являются стратегически важными. Не удивительно, что услуги сервисных компаний, занимающихся ремонтом, обслуживанием установок и иной сопутствующей деятельностью, в последние годы становятся все более востребованными.

Михаил СТРЕЛЬНИКОВ

сервис“

Там,где работаетнаше оборудование « Н о В о м е т - Н о Я б р ь с к » : п е р В ы е и т о Г и

2�Ноябрьск основан в 1976 году как поселок при нефтяных месторождениях. Название связывают с датой возникновения (ноябрь). С 1982 года – город Ноябрьск. Расположен в центральной части Сибирских Увалов, на водоразделе рек Обь и Пур, близ озера Тету-Ма-монтотяй, в 1065 км к юго-востоку от Салехарда, в 1550 км к северо-западу от Тюмени.


Для ООО «Новомет-Сервис» — предприятия, входящего в груп-пу компаний «Новомет» и спе-циализирующегося на оказании полного комплекса сервисных услуг нефтепогружного обору-дования, 2007 год стал годом от-крытий. В марте состоялось тор-жественная презентация первого собственного сервисного центра в Сорочинске (Оренбургская об-ласть), спустя два месяца эста-фету принял город Кызылорда (республика Казахстан), введена также первая очередь сервисно-го центра в Нефтеюганске. И если эти базы пока только набирают обороты, то сервисный центр в Ноябрьске (Ямало-Ненецкий АО) можно считать уже состояв-шимся. На сегодняшний день это крупнейший центр поддержки заказчика «Новомета», и резуль-татом его деятельности стало достоверное уменьшение числа отказов УЭЦН.

Несколько слов об истории. Предприятие образовалось на месте прежнего «Ноябрьск-ЭПУСервис» в апреле 2006 года, после победы «Новомета» на тен-дере, объявленном «Сибнефтью». Тогда же началась и активная мо-дернизация производственных мощностей и ремонт помещений.

«Тотальная реконструкция в це-хах «Новомет-Ноябрьска» практи-чески завершена, — констатирует директор подразделения Альбин Шестопал. — Осталось привести

А.Б.ШЕСТОПАЛДиректор ОП «Новомет-Ноябрьск»

Участок мехоброботки и ремонта кабельных линий



в порядок сам офис».Капитальный ремонт цехов и по-

мещений для хранения оборудо-вания пришлось осуществлять без остановки производства. При этом произошли не только вне-шние, эстетические обновления, но и сущностные: морально уста-ревшие технологические линии уступили место более совершен-ному и надежному оборудованию с программным управлением.

«На старых производствен-ных мощностях, установленных еще 25 лет назад, выполнить ра-боту качественно было нереаль-но», — признаются руководители базы. Более того, капитальных вложений в ремонт центра не было около десяти лет.

Что изменилось за эти два года? Была заменена почти до основа-ния вся «технологическая цепоч-ка»: стенды разборки и сборки оборудования, участки диагнос-тики и ремонта, мойка, сдача на склад. Каждая операция этой сложной цепочки теперь доско-нально отстроена, чего не было раньше. Все это способствует росту объемов заказов «Ново-мет-Ноябрьска». По оценке Аль-бина Шестопала подразделение на сегодняшний день обслужи-вает порядка 1400 скважин «Хол-могорнефти» и «Заполярнефти». Загруженность базы (а она со-ставляет около 90 процентов) до-казывает востребованность услуг центра и высокий уровень дове-

СЕРВИС

Участок сборки и испытаний ПЭД

32 арсенал нефтедобычи

рия заказчиков.«Мы готовы предоставить прак-

тически все виды ремонта: от те-кущего до капитального, — рас-сказывает Альбин Шестопал. — Повысить качество работы призвано и внедрение на произ-водстве международных стан-дартов системы ИСО 9001. Актив-но ведется работа по повышению эффективности управления тех-нологическими процессами. Ста-тистика по отказам оборудования показывает, что нам постепенно удается поднимать уровень ка-чества и увеличивать наработку механизмов и агрегатов, приме-няемых в нефтедобыче».

С оценкой руководителя сервис-ного центра согласен и начальник производственного отдела депар-тамента добычи нефти и газа ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» Сергей Ануфриев: «Стратегия «СибнефтьНоябрьскнефтегаза» по привлечению сервиса заводов поставщиков скважного погруж-ного оборудования к комплексно-му обслуживанию скважин, обору-дованных УЭЦН, позволила за два года снизить число отказов УЭЦН по техническим причинам с 763 до 260, то есть более чем в два с половиной раза».

За сравнительно небольшой срок работы в Ноябрьске «Ново-мет-Сервис» практически догнал конкурентов — «Борец», рабо-тающий в этом регионе с июля 2005 года. «Сейчас сервис «Но-вомета» выходит на аналогичный

№03|ДЕКАБРЬ|2007

Стенд испытания гидрозащит



(«Борцу» — прим. автора) уровень, что позволяет сравнивать работу двух заводов на рынке сервиса скважин», — отметил в своем ин-тервью Сергей Ануфриев.

Необходимо подчеркнуть, что в Центре «Новомет-Ноябрьск» ре-монтируют не только оборудо-вание производства головной компании, но и продукцию других предприятий.

Повышение культуры произ-водства и, соответственно, рост профессионального уровня специ-алистов - еще одна актуальная за-дача, на решение которой сегодня нацелено руководство сервисно-го центра в Ноябрьске. По словам Альбина Шестопала, как при при-еме на работу, так и при повыше-нии квалификационного разряда или переводе на более высокую должность каждый работник про-ходит экзамен.

Генеральный директор «Ново-мет-Сервиса» Фархат Хафизов констатирует: «База в Ноябрьске позволяет «Новомету» находиться там, где работает наше оборудо-вание, там, где мы больше всего нужны. Здесь представлены са-мые передовые технологии в об-ласти ремонта и самое передо-вое оборудование. Работа центра — это еще один шаг к сближению нефтяников и производителей. Наконец, появление обособлен-ного подразделения в Ноябрьске позволило значительно увеличить фонд обслуживаемых скважин на Севере страны».

СЕРВИС

Стенд испытания ПЭД

Участок сборки и испытаний ЭЦН


çÄìóçé-íÖïçàóÖëäàâ ÜìêçÄã

НЕФТЕОТДАЧА И НЕФТЕДОБЫЧА

54 Т Е Х Н О Л О Г И И Т Э К

ри статистическом анализе на-дежности технических систем всеизделия делят на две группы. К пер-вой группе относят изделия, чья ра-бота завершилась отказом. Индиви-дуальные наработки изделий этойгруппы называют полными.

Ко второй группе относят изделия,эксплуатация которых продолжаетсяили завершена, но не из-за отказа из-делия, а по другим причинам. Индиви-дуальные наработки этих изделий на-зывают неполными или цензуриро-ванными [1]. К таким отказам отно-сятся, например, подъемы по ГТМ.

Ясно, что неполная наработка со-держит меньше информации о надеж-ности технической системы, чем пол-ная, завершившаяся отказом. Однакообъем цензурированных наработокобычно велик. Поэтому учет этих дан-ных позволяет заметно повысить точ-ность определения надежности. Про-цедура их учета описана в [1].

Основной величиной, дающей ис-черпывающее описание надежно-сти, является вероятность безотказ-ной работы Р(t) или доля оборудова-ния, отработавшая время t без отка-зов. Все остальные характеристики

надежности выражаются через Р(t) идают наглядную дополнительную ин-формацию [1]. Это средняя продол-жительность, или среднее времябезотказной работы Tm, гарантиро-ванный ресурс Tr или время, котороебезотказно проработает часть обо-рудования, равная γ, и другие.

В данной работе в основном ис-пользовали T0,5 (время, которое без-отказно проработает 50% оборудо-вания) как более наглядную, чем Tm

характеристику, легко определяе-мую из графиков зависимостей Р(t).Кроме того, T0,5≈Tm.

В некоторых случаях оказалосьудобным использовать также и T0,8

— время, которое безотказно про-работает 80% оборудования.

Расчеты выполняли по методике[2], в которой общие подходы мате-матической теории надежности бы-ли адаптированы к данной задаче.Уровень доверительной вероятностиполагали равным 80%. Это означает,что в 80% случаев истинные значе-ния Р(t) будут находится внутри дове-рительных интервалов, указанныхна приводимых ниже графиках, а в20% — вне их.

На всех графиках сплошной лини-ей показаны результаты вычислениянадежности, пунктирной — прогноз.Достоверность прогноза основыва-ется на гипотезе о том, что в интер-вале времени, на который делаетсяпрогноз, не произойдет смены меха-низма отказов.

Надежность системы скважина–УЭЦНПо сложившейся в отрасли прак-

тике все случаи отказов делят наэксплуатационные (отказы из-заошибок в эксплуатации) и конструк-ционные (отказы оборудования приусловии его штатного использова-ния). Под отказом будем пониматьлюбой случай необратимого прекра-щения функционирования системы,приводящей к подъему установки.

В соответствии с этим разделени-ем следует различать надежностьэксплуатационную и конструкцион-ную [3]. Эксплуатационная надеж-ность системы скважина–УЭЦН, ха-рактеризует бездефектность работынефтяной компании, конструкцион-ная надежность УЭЦН — бездефект-ность работы завода-изготовителя.

В настоящее время для увеличения добычи нефти широко применяют технологию гидроразрыва пла-стов в сочетании с созданием высокой депрессии на пласт. Данная технология приводит к повышениютемпературы откачиваемой среды в зоне подвеса установки, интенсивному выносу механических при-месей и выделению растворенного газа. На вход УЭЦН поступает негомогенная многофазная смесьнефти, воды, газа и механических примесей, что осложняет их работу.Целью данной работы является определение надежности отдельных узлов УЭЦН и системы скважина— УЭЦН в целом, для условий месторождений «Юганскнефтегаза» по эксплуатационным данным, напримере установок, оснащенных насосами «Новомет». А также отработка методики выявленияфакторов, влияющих на надежность оборудования на основании данных о динамике их отказов.

Надежность погружногооборудования в осложненныхусловиях месторожденийОАО «Юганскнефтегаз»

Сергей Кудряшов, Юрий Левин, Дмитрий Маркелов, ОАО «Юганскнефтегаз»

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

П

34 арсенал нефтедобычи №03|ДЕКАБРЬ|2007ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ «ТЕХНОЛОГИИ ТЭК» №5, ОКТЯБРЬ, 2004


ОКТЯБРЬ 2004 №5

Эксплуатационная надежность си-стемы может быть структурированаили разделена на надежности по от-ношению к разным эксплуатацион-ным факторам. А конструкционнаянадежность УЭЦН — разделена нанадежности отдельных узлов УЭЦН:кабеля, ПЭД, насоса и др. (см. рис. 1).

Кроме того, по результатам реви-зии поднятого оборудования можетбыть вычислена доля исправных уз-лов УЭЦН, т.е. узлов, пригодных дляповторного использования.

В настоящее время в системе вза-имоотношений нефтяная компания— завод-изготовитель, каждый изучастников может оптимизировать,главным образом, только своючасть параметров системы скважи-на–УЭЦН. Однако хорошо известно[4], что при оптимизации системы почасти параметров (первым это дела-ет завод, получив заказ от нефтянойкомпании, второй — нефтяная ком-пания на основе сложившейся экс-плуатационной ситуации) нахожде-ние глобального оптимума малове-роятно. Оптимизировать нужно сра-зу по всем параметрам.

Поэтому для повышения эффек-тивности нефтедобычи нужно, что-бы либо нефтяная компания освои-ла (контролировала) производствопогружного оборудования, либо из-готовители оборудования взяли насебе его эксплуатацию. В этом слу-чае при проектировании оборудо-вания используется более полнаяинформация о системе пласт–сква-жина–УЭЦН, что позволит не толькосоздать более совершенное обору-дование, но и даст новые средствадля решения возникающих проб-лем. Например, борьба с солеотло-жениями и засорениями может вес-тись не только эксплуатационнымимерами, но и изменением конструк-ции УЭЦН.

Возможен также следующий ва-риант взаимоотношений: нефтянаякомпания перепоручает добычунефти специализированной сервис-ной компании, имеющей в своем со-ставе подразделение, производя-щее погружное оборудование. Дан-

ный подход получил широкое рас-пространение за рубежом.

В России пока преобладает систе-ма закупки оборудования нефтянойкомпанией. В рамках этих отноше-ний естественнее говорить не о на-дежности системы пласт–скважи-на–оборудование, а о бездефектно-сти продукции участников даннойработы.

Порядок подготовки данных для расчетовИсходные данные формировали

на основе эксплуатационной базыданных EPOS. Использовали следую-щую информацию: наработки УЭЦН,причины останова и причины отказаУЭЦН, коды дефектов узлов УЭЦН,выявленных при разборе.

При вычислении надежностиУЭЦН отказом считали любой случайподъема оборудования, а при вы-числении надежности узлов УЭЦН —прекращение подачи из-за поломкиэтого узла. Другие причины прекра-щения эксплуатации УЭЦН в данномслучае отказами не считали (т.к. этотузел остался работоспособным).

Для минимизации ошибок в вы-борку должна быть включена всяимеющаяся эксплуатационная ин-формация. Например, недопустимоиспользовать данные об отказах

только в текущем году, если запускиустановок начались раньше. Иначенадежность будет завышена.

Стадия формирования выборки яв-ляется наиболее ответственным эта-пом расчета надежности. Ошибкирасчетов возможны только на этомэтапе. Непосредственно расчеты пометодике [2] не используют предпо-ложений о вероятностных законах от-казов установок и ошибок не вносят.

Общая характеристика использованных эксплуатационных данныхПоскольку установки разной про-

изводительности работают, как пра-вило, в различных условиях, то экс-плуатационные данные удобно объ-единить в группы:• малодебитные установки (с пода-

чей 25 м3/сут.); • среднедебитные (с подачей 60-

80 м3/сут.);• большедебитные (с подачей 124-

280 м3/сут.);• высокодебитные (с подачей более

300 м3/сут.).Все установки были укомплекто-

ваны износостойкими насосами«Новомет», которые были поставле-ны в течение 2003 г. В табл. 1 приве-дены результаты эксплуатации посостоянию на 01.05.2004 г.

55


ç‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ÒËÒÚÂÏ˚ ÒÍ‚‡ÊËÌ‡-ìùñç

äÓÌÒÚÛÍˆËÓÌÌ‡fl Ì‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ìùñç Ë ÂÂ ÛÁÎÓ‚

éÚÍ‡Á˚ ÛÁÎÓ‚ ìùñç,ÛÒÚ‡Ì‡‚ÎË‚‡˛ÚÒfl ÔË Â‚ËÁËË

ÔÓ‰ÌflÚÓ„Ó Ó·ÓÛ‰Ó‚‡ÌËfl.

ùÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ‡flÌ‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ÒËÒÚÂÏ˚

éÚÍ‡Á˚ ÔÓ ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ˚ÏÔË˜ËÌ‡Ï: Ó¯Ë·ÍË ÔÓ‰·Ó‡

Ë ÓÔÂ‰ÂÎÂÌËfl ÒÓÒÚÓflÌËfl ÔÎ‡ÒÚ‡,‚˚‚Ó‰‡ Ì‡ ÂÊËÏ Ë ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËË,

Á‡ÒÓÂÌËfl, ÒÓÎÂÓÚÎÓÊÂÌËfl,ÌÂÒÚ‡·ËÎ¸ÌÓÒÚ¸ ˝ÎÂÍÚÓÒÌ‡·ÊÂÌËfl,

Éíå, ÔÂÂ‚Ó‰ ‚ èèÑ

Рис. 1. Классификация видов надежности системы скважина–УЭЦН

íËÔ Ì‡ÒÓÒ‡ ç‡˜‡ÎÓ ÇÒÂ„Ó Ç ‡·ÓÚÂ èÓ‰ÌflÚÓ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËË Á‡ÔÛ˘ÂÌÓ

í‡·Î. 1. êÂÁÛÎ¸Ú‡Ú˚ ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËË

малодебитные (25 м3/сут.) февраль 2003 г. 85 43 42

среднедебитные (60-80 м3/сут.) апрель 2003 г. 56 30 26

большедебитные (124-280 м3/сут.) март 2003 г. 96 25 71

высокодебитные (свыше 300 м3/сут.) в 2003 г. не поставлялись

3�ИЗ АРХИВАНАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ «ТЕХНОЛОГИИ ТЭК» №5, ОКТЯБРЬ, 2004


Другие узлы УЭЦН были изготов-лены разными производителями.Использованы гидрозащиты 19 ти-пов 4 заводов-изготовителей. ПЭД— 14 типов 6 заводов, с преоблада-нием ремонтного оборудования.

Причины отказов установок приве-дены в табл. 2. Здесь представлен тра-диционный подход к анализу надеж-ности оборудования. Такое представ-ление не дает полной картины, т.к. неучитывает динамику появления техили иных отказов. Сделать это можнотолько методами теории надежности.

Надежность малодебитных системРезультаты расчетов надежности

приведены на рис. 2. Видно (см. также

табл. 3), что для системы скважи-на–УЭЦН: T0,5 ≈ 140 сут., T0,8 ≈ 60 сут.

Эксплуатационная надежность си-стемы: T0,5 ≈ 180 сут., T0,8 ≈ 70 сут.

Конструкционная надежностьУЭЦН: T0,5 ≈ 420 сут., T0,8 = 200 сут.

Из этих данных следует, что преоб-ладающей причиной подъема обору-дования являются эксплуатацион-ные отказы, которые случаются в 2-3 раза чаще конструкционных.

Основные причины эксплуатаци-онных отказов следующие (см. рис. 3):ГТМ T0,8≈170 сут., солеотложенияT0,8 ≈ 190 сут. и засорения T0,8 ≈ 300сут.

Из этих данных видно, что на ма-лых временах преобладают первыедве причины, а засорения влияютменьше. На больших временах —вклад всех трех причин примерноравный.

Конструкционная надежность уз-лов УЭЦН приведена на рис. 4. Видно,что наиболее слабыми узлами явля-ются гидрозащита T0,8≈340 сут. и ка-бель T0,8≈400 сут. Наивысшей конст-рукционной надежностью обладаютнасосы.

Пригодность узлов УЭЦН к повтор-ному использованию определяли по


çÄìóçé-íÖïçàóÖëäàâ ÜìêçÄã56 Т Е Х Н О Л О Г И И Т Э К

Рис. 3. Эксплуатационная надежностьмалодебитных УЭЦН: 1 — ГТМ, 2 — солеотложения, 3 — засорения

Рис. 2. Малодебитные системы: 1 — надежность системыскважина–УЭЦН, 2 — эксплуатационнаянадежность УЭЦН, 3 — конструкционнаянадежность УЭЦН

èË˜ËÌ˚ ÔÓ‰˙ÂÏ‡ ÛÒÚ‡ÌÓ‚ÓÍ Ï‡ÎÓ- ÒÂ‰ÌÂ- ·ÓÎ¸¯Â-‰Â·ËÚÌ˚Â ‰Â·ËÚÌ˚Â ‰Â·ËÚÌ˚Â

ùÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ‡fl Ì‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ÒËÒÚÂÏ˚ ÒÍ‚‡ÊËÌ‡–ìùñç

í‡·Î. 2. ëÓÓÚÌÓ¯ÂÌËÂ ‡ÁÎË˜Ì˚ı ÔË˜ËÌ ÓÚÍ‡ÁÓ‚ ìùñç,ÓÒÌ‡˘ÂÌÌ˚ı Ì‡ÒÓÒ‡ÏË «çÓ‚ÓÏÂÚ»

Ошибки при выводе на режим 1 (2%) - -

Высокая температура пласта — плавление изоляции, прогар сростки кабельной линии 1 (2%) 2 (8%) 13 (19%)

Неудовлетворительная эксплуатация скважины 1 (2%) - 1 (1%)

Неправильный подбор УЭЦН — недостаточный приток 1 (2%) 2 (8%) 11 (15%)

Некачественная комплектация УЭЦН 1 (2%) - 4 (6%)

Засорение мех. примесями 5 (12%) 1 (4%) 10 (14%)

Солеотложения 12 (29%) 5 (19%) 3 (4%)

ГТМ 9 (22%) 3 (11%) 11 (16%)

Перевод в ППД - - 4 (6%)

Негерметичность НКТ 1 (2%) 1 (4%) 1 (1%)

Полет по НКТ - 1 (4%) 1 (1%)

Нестабильное электроснабжение - - 2 (3%)

äÓÌÒÚÛÍˆËÓÌÌ‡fl Ì‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ìùñç

Отказ ЭЦН - - -

Отказ ПЭД: заводской брак ПЭД 2 (5%) - -

Отказ ГЗ: конструкционный дефект протектора, порыв диафрагмы, заводской брак 4 (10%) 2 (8%) 5 (7%)

Отказ кабеля: заводской дефект кабеля, пробой сростки кабельной линии 2 (5%) 3 (11%) 1 (1%)

èÓ˜ÂÂ

Отсутствие подобранной УЭЦН - - 2 (3%)

Не установлено 2 (5%) 5 (19%) 2 (3%)

Эксперимент - 1 (4%) -

Всего поднято 42 (100%) 26 (100%) 71 (100%)

Рис. 4. Конструкционная надежностьмалодебитных УЭЦН: 1 — гидрозащита, 2 — кабель, 3 — ПЭД, 4 — насос

3� арсенал нефтедобычи №03|ДЕКАБРЬ|2007ИНФОРМАЦИОННЫЙ БЮЛЛЕТЕНЬ ГК «НОВОМЕТ»


результатам ревизии поднятого обо-рудования. Полученные результатыприведены на рис. 5 и в табл. 4. В дан-ном случае также наименьшей быланадежность гидрозащит T0,5 ≈ 240сут., T0,8 ≈ 130 сут., затем следует ка-бель с T0,5 ≈ 380 сут. и T0,8 ≈ 240 сут.

Наибольшей оказалась надеж-ность удлинителей, ПЭД и насосовT0,8≈400 сут. (т.к. удлинители относят-ся к категории расходуемых матери-алов, их повторно не использовали).

Надежность среднедебитных системБыли проведены аналогичные

расчеты. Некоторые из полученныхрезультатов приведены в табл. 3. Вид-но, что надежность системы скважи-на–УЭЦН находится на том же уров-не, что и в малодебитных системах.

Эксплуатационная надежностьсреднедебитных систем нескольковыше, чем малодебитных, а конст-рукционная надежность немного ни-же. Главной причиной подъема обо-рудования по-прежнему остаютсяэксплуатационные отказы, которыеслучаются в 1,5-2 раза чаще конст-рукционных.

Основные причины эксплуатаци-онных отказов: ГТМ и солеотложе-ния. Наименьшей конструкционнойнадежностью обладают кабель игидрозащита. Эти же узлы УЭЦН ча-ще всего непригодны для повторной

эксплуатации. Наивысшей надежно-стью обладают удлинители и насосы.

Надежность большедебитных системРезультаты расчетов приведены в

табл. 3. Видно, что эксплуатационнаянадежность большедебитных системв 2-3 раза меньше, чем мало- и сре-днедебитных. Конструкционная на-дежность большедебитных системнемного выше.

Основной причиной подъема обо-рудования по-прежнему остаютсяэксплуатационные отказы: высокаятемпература, ГТМ, недостаточныйприток, засорения.

Наименьшую конструкционнуюнадежность по-прежнему имеют гид-розащиты. Гидрозащиты и кабельчаще всего непригодны и для по-вторной эксплуатации.

Основными факторами, снижаю-щими надежность большедебитныхсистем по подъемам, является сово-купность эксплуатационных факто-ров, а также отказы гидрозащиты.

Основные факторы, определяющие надежность УЭЦНВ малодебитных системах основ-

ными причинами эксплуатационныхотказов являются ГТМ, солеотложе-ния и засорения. Подъемы из-за не-достаточного притока и ГТМ имеютобщую причину — достигнутый уро-вень добычи нефти не совпадает сожидаемым. В первом случае сква-жина дает нефти меньше, чем пла-нировалось, во втором — эксплуата-цию останавливают в надежде полу-чить заметный прирост добычи пос-ле нового гидроразрыва.


ОКТЯБРЬ 2004 57№5

ç‡ËÏÂÌÓ‚‡ÌËÂ í0,5, ÒÛÚ. í0,8, ÒÛÚ.

í‡·Î. 3. ç‡‰ÂÊÌÓÒÚ¸ ÒËÒÚÂÏ˚ ÒÍ‚‡ÊËÌ‡–ìùñç,ÓÔÂ‰ÂÎflÂÏ‡fl ÔÓ ˝ÍÒÔÎÛ‡Ú‡ˆËÓÌÌ˚Ï ‰‡ÌÌ˚Ï(ÔË‚Â‰ÂÌ˚ Ì‡Ë·ÓÎÂÂ ÁÌ‡˜ËÏ˚Â Ù‡ÍÚÓ˚)

å‡ÎÓ‰Â·ËÚÌ˚Â ÒËÒÚÂÏ˚

Надежность системы скважина — УЭЦН 140 60

Эксплуатационная надежность системы 180 70

по отношению к ГТМ 430 170

по отношению к солеотложениям 500 190

по отношению к засорениям 500 300

Конструкционная надежность УЭЦН 420 200

Конструкционная надежность гидрозащит - 340

Конструкционная надежность кабеля - 400

ëÂ‰ÌÂ‰Â·ËÚÌ˚Â ÒËÒÚÂÏ˚



по отношению к солеотложениям - 250



Конструкционная надежность кабеля - 220

Конструкционная надежность гидрозащит - >300

ÅÓÎ¸¯Â‰Â·ËÚÌ˚Â ÒËÒÚÂÏ˚



по отношению к температуре пласта 370 130


по отношению к притоку из пласта >500 250

по отношению к засорениям >500 250

по отношению к солеотложениям - 350


Конструкционная надежность гидрозащит 470 250

Рис. 5. Доля бездефектных узловмалодебитных УЭЦН послеэксплуатации: 1 — гидрозащита,2 — кабель, 3 — удлинитель, 4 — ПЭД, 5 — насос

3�ИЗ АРХИВА НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ «ТЕХНОЛОГИИ ТЭК» №5, ОКТЯБРЬ, 2004


Засорения механическими приме-сями и солями возникают потому,что малодебитные насосы имеют уз-кие проточные каналы.

Среди всех узлов малодебитныхУЭЦН наиболее низкую конструкци-онную надежность имели гидроза-щиты (всех применявшихся типов) икабель. Частые отказы кабеля мож-но объяснить тем, что малодебитныеУЭЦН работают в термонагружен-ном режиме из-за более низкогоКПД насосов.

Причины эксплуатационных и кон-струкционных отказов среднедебит-ных УЭЦН примерно те же, что и ма-лодебитных. Близок и уровень их на-дежности.

Основной причиной подъемабольшедебитного оборудования так-же являются эксплуатационные от-

казы. Это: высокая температура,ГТМ, недостаточный приток и засо-рения.

Перегревы большедебитных уста-новок в основном вызваны болеевысокой температурой откачивае-мой среды в месте подвеса устано-вок (из-за высокой скорости движе-ния жидкости от перфорации до при-ема насоса она не успевает охладит-ся), а большое число засорений объ-ясняется ослаблением каркаса пла-ста, давшего большой приток нефтипосле гидроразрыва.

Наименьшую конструкционнуюнадежность имеют гидрозащиты.Это касается всех типов гидрозашит,применявшихся в ОАО «Юганскнеф-тегаз». Ясно, что их производителямследует обратить на это особое вни-мание.

Влияние осложняющих факторов эксплуатации на надежность износостойких насосов «Новомет»Осложняющими факторами явля-

ются: механические примеси, особыеусловия первого рейса УЭЦН послепроведения гидроразрыва пласта иповышенная глубина спуска УЭЦН.

Будем считать повышенным вели-чину концентрации взвешенных час-тиц (КВЧ), большую 500 мг/л. Всегобыло запущено порядка 30 устано-вок в скважинах с такой КВЧ, подня-то 22, из них износ рабочих органовзафиксирован только в двух случаях.Расчеты показали, что доля годных кповторной эксплуатации износо-стойких насосов в скважинах с мак-симальным КВЧ до 500 мг/л и свы-ше 500 мг/л одного порядка (см.

рис. 6), и T0,5 ≈ 2000 сут. Первым рейсом после ГРП в экс-

плуатацию запущено 12 установок снасосами «Новомет». Из них по дан-ным на 01.03.04 г. поднято 8 устано-вок. Зафиксирован только один слу-чай износа рабочих органов насоса.В целом износостойкие насосы «Но-вомет» выдерживали жесткие усло-вия эксплуатации первого рейса.

Из эксплуатационных данных так-же следует, что УЭЦН с износостой-


çÄìóçé-íÖïçàóÖëäàâ ÜìêçÄã58 Т Е Х Н О Л О Г И И Т Э К

Рис. 6. Сопоставление доли годных кповторной эксплуатациибольшедебитных насосов«Новомет»: 1 — в скважинах смаксимальной КВЧ свыше 500мг/л, 2 — в скважинах смаксимальной КВЧ до 500 мг/л

àÁ‰‡ÚÂÎ¸ÒÍËÈ ‰ÓÏ «çÂÙÚ¸ Ë ä‡ÔËÚ‡Î» ÔÂ‰Î‡„‡ÂÚ Ç‡¯ÂÏÛ ‚ÌËÏ‡ÌË˛

«ТЭК-дайджест» представляет собой обширную подборку публикаций российской печати, посвященных проблемам топливно-энергетического комплекса России и стран бывшего СССР.Вы сможете намного оперативнее получать информацию, представляющуюдля Вас профессиональный интерес. Уже в 10.00 (время московское) очереднойвыпуск бюллетеня будет передан по указанному Вами адресу электронной поч-ты. При этом поставляемая информация будет структурирована максимально удобным образом.Чтобы познакомиться с бюллетенем «ТЭК-дайджест», достаточно сообщить нам название организации, телефон и адрес электронной почты или оставить заявку на нашем сайте www.oilcapital.ru и в течение одной недели Вы будете получать его

БЕСПЛАТНОCтоимость годовой подписки составляет $800 (в рублях по курсу ЦБ РФ +2 % на день оплаты). Это значит, что один выпуск «ТЭК-дайджеста» обойдется Вашей компании всего в $3èÓ ‚ÒÂÏ ‚ÓÔÓÒ‡Ï Ó·‡˘‡ÈÚÂÒ¸ ‚ ÓÚ‰ÂÎ Ï‡ÍÂÚËÌ„‡ Ë ÔÓ‰‡ÊáÄé «àÁ‰‡ÚÂÎ¸ÒÍËÈ ‰ÓÏ «çÂÙÚ¸ Ë ä‡ÔËÚ‡Î» Í ë‚ÂÚÎ‡ÌÂ ÄÌËÒËÏÓ‚ÓÈ. íÂÎ: (095) 933-6693, 974-2881 Ù‡ÍÒ (095) 933-6694 e-mail: [email protected]

ГАЗОСЕПАРАТОРновогопоколенияПРИМЕНЯЕТСЯ В СКВАЖИНАХ С ОСЛОЖНЕННЫМИ УСЛОВИЯМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ:

•повышенная концентрация газа на входе в установку•повышенное содержание механичес�ких примесей•скважины после гидроразрывовПРЕИМУЩЕСТВА РАЗРАБОТКИ:•не перерезается абразивными частицами•рабочий процесс сепарации газа оптимизирован средствами вычисли�тельной гидродинамики и изучен на стендах: сепарационном и абразив�ном•конструкции напорного и сепараци�онного узлов оригинальные и защище�ны патентами•предельная концентрация газа на входе до 85%•пропускная способность ГЖС � до 500 м3/сут.

ТЕЛ: (342) 296 27 56. ФАКС: (342) 296 23 02. Е�MAIL: [email protected] WWW.NOVOMET.RU



кими насосами, работающие приглубинах спуска: до 2500 м, от 2500до 2700 м и свыше 2700 м, имеютодинаковую конструкционную на-дежность (см. рис. 7).

Итак, все перечисленные вышеосложняющие факторы не повлиялизаметным образом на работу изно-состойких насосов «Новомет».

Сравнение надежности оборудования, работающего в условиях интенсификации добычи нефти и по традиционной технологииНа рис. 8 сопоставлены надежно-

сти систем скважина — УЭЦН5-25 вОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Сур-гутнефтегаз» [3]. В состав УЭЦН ОАО«Юганскнефтегаз» входили износо-стойкие насосы «Новомет ВННПИ5-25» и компоненты УЭЦН других про-изводителей оборудования. Компле-ктация УЭЦН выполнялась на базахЭПУ ОАО «Юганскнефтегаз». В ОАО«Сургутнефтегаз» использовали пол-нокомплектные УЭЦН, поставки «Но-вомета». Видно, что в условиях«Юганскнефтегаза» вероятностьбезотказной работы значительноменьше, чем в условиях «Сургутнеф-тегаза». Частично это обусловленотем, что комплектация УЭЦН прово-дилась узлами разных производите-лей, а частично — увеличением глу-

бины спуска погружного оборудова-ния (повышением температуры, кон-центрации механических примесейи нерастворенного газа).

На рис. 9 сопоставлена доля год-ных к повторной эксплуатации насо-сов. В данном случае мы имеем при-мерно одинаковый уровень надеж-ности, т.к. доверительные интерва-лы вероятности безотказной работыпересекаются. Это означает, чтосрок службы насосов в условиях ин-тенсификации добычи и при приме-нении традиционной технологиипримерно одинаков.

Выводы1. Предложенная методика позво-

ляет, с учетом динамики отказов, ко-личественно описать влияние ос-новных факторов на надежность по-гружного оборудования.

2. Установлено, что надежностьсистемы скважина–УЭЦН в основ-ном определяется эксплуатацион-ными факторами. Конструкционнаянадежность УЭЦН практически неограничивает время безотказнойработы системы.

3. В условиях ОАО «Юганскнефте-газ» надежность системы скважи-на–УЭЦН существенно меньше, чемв условиях ОАО «Сургутнефтегаз», од-нако доля годных к повторной экс-плуатации насосов износостойкогоисполнения одинаковая.

4. В настоящее время производи-тели оборудования, как правило, необладают полной информацией обусловиях его эксплуатации, что ме-шает оптимизации системы скважи-на–УЭЦН. Решение проблемы мо-жет быть достигнуто через прокатоборудования.


ОКТЯБРЬ 2004 59№5

Рис. 7. Сопоставление доли годных кповторной эксплуатациибольшедебитных насосов«Новомет»: 1 — при глубинеспуска до 2500 м, 2 — при глубинеспуска от 2500 до 2700 м, 3 — приглубине спуска свыше 2700 м

Рис. 9. Сопоставление доли годных к повторной эксплуатациималодебитных насосов«Новомет»: 1 — в условиях ОАО «Юганскнефтегаз», 2 — в условиях ОАО «Сургутнефтегаз»

Рис. 8. Сопоставление надежности по подъемам системыскважина–УЭЦН: 1 — в условиях ОАО «Юганскнефтегаз», 2 — в условиях ОАО «Сургутнефтегаз»

Литература

1. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности.

М. Наука. 1965. 524 с.

2. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Статистический анализ

надежности погружных установок в реальных условиях эксплуатации//Надежность и сер-

тификация оборудования для нефти и газа. 2002, № 3, с. 28-34.

3. Нуряев А.С., Мухамадеев Г.Р., Перельман О.М., Слепченко С.Д. Опыт создания высоконадеж-

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

4. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. М: Наука. 1978. 351 с.

3�ИЗ АРХИВА НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ «ТЕХНОЛОГИИ ТЭК» №5, ОКТЯБРЬ, 2004

В 2004 ГОДУ ПО МАТЕРИАЛАМ СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ» И ОАО «ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ» ВЫШЛА СТАТЬЯ «НАДЕЖНОСТЬ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО

«ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ». ЗА ВРЕМЯ, ПРОШЕДШЕЕ С МОМЕНТА НАПИСАНИЯ СТАТЬИ, СПЕЦИАЛИСТАМИ ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ» НА ОСНОВЕ ПРЕДСТАВЛЕННЫХ В СТАТЬЕ МЕТОДОВ СТАТИСТИЧЕСКОЙ ТЕОРИИ НАДЕЖНОСТИ РАЗРАБОТАНА КОМПЬЮТЕРНАЯ ПРОГРАММА NOVOMETSTAT-PRO, ПОЗВОЛЯЮЩАЯ РАССЧИТЫВАТЬ НАДЕЖНОСТЬ УЭЦН ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ ДАННЫМ. В НАСТОЯЩЕЕ ВРЕМЯ ПРОГРАММА ПОЛУЧИЛА РАСПРОСТРАНЕНИЕ В НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЯХ РОССИИ И СТРАН СНГ. ОДНИМ ИЗ ОСНОВНЫХ ЕЕ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ ЯВЛЯЕТСЯ ООО «РОСНЕФТЬ-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», ГДЕ ПРОГРАММА ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ДЛЯ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ, ПОДХОДЯЩЕГО ПОД ОСЛОЖНЕННЫЕ УСЛОВИЯ ДАННОГО РЕГИОНА.

Р ЕЗУЛЬТАТЫ, ПРИВЕДЕННЫЕ В СТАТЬЕ 2004 ГОДА, В НЕКОТОРОЙ СТЕПЕНИ ЯВЛЯЛИСЬ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМИ, ПОСКОЛЬКУ ПОЛУЧЕНЫ ПО МАЛЫМ ВЫБОРКАМ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ДАННЫХ О РАБОТЕ ИЗНОСОСТОЙКОГО

ОБОРУДОВАНИЯ, КОТОРОЕ НА ТОТ МОМЕНТ ИСПОЛЬЗОВАЛОСЬ В НЕЗНАЧИТЕЛЬНОМ КОЛИЧЕСТВЕ. ЦЕЛЬЮ ДАННОЙ СТАТЬИ ЯВЛЯЕТСЯ УТОЧНЕНИЕ СИТУАЦИИ С НАДЕЖНОСТЬЮ ИЗНОСОСТОЙКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА КОНЕЦ 2007 ГОДА: КАКОВ ЕЕ УРОВЕНЬ, И КАКИЕ НАРАБОТКИ ЭТО ОБОРУДОВАНИЕ МОЖЕТ ОБЕСПЕЧИТЬ.

Гарифуллин А.Р., Загородний Л. А., Романов А.А. - ООО «РН-Юганскнефтегаз» Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С.Д. - ЗАО «Новомет-Пермь»

ТРИ ГОДА СПУСТЯ п о сл е д а м Н а ш и х В ы с т у п л е Н и й 1

1 См. статью «Надежность погружного оборудования «Новомет» в ООО «Роснефть-Юганскнефтегаз» на стр. 34

Нефтяная компания «Роснефть — Юганскнефте-газ» в течение этих 3-х лет по-прежнему закупала преимущественно отдельные модули: насосы, ПЭД, газосепараторы и др., из которых самостоятельно комплектовала УЭЦН. Полнокомплектные установки «Новомет» закупались в небольших объемах.

В табл.1 приведены данные по количеству узлов УЭЦН производства «Новомет», запущенных в экс-плуатацию к середине 2004 года (момент написания первой статьи, колонка «2004»), а также общее ко-личество к концу 2007 года (колонка «2007»). Напом-ним, что речь здесь идет об износостойком оборудо-вании, по всем узлам установок проведено усиление конструкции для работы в скважинах с повышенным содержанием мех. примесей.

Таблица 1. Оборудование «Новомет» по ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Тип насоса, сут.Т

05, сут.

2004 г. 2007 г.

Мало-дебитные 25 м3/сут. 140 150

Средне-дебитные 60–80, м3/сут

150 150

Больше-дебитные 100–300 м3/сут

80 170

Высоко-дебитные 400–700 м3/сут

– 330



Обращает на себя внимание значительное уве-личение количества больше-дебитных насосов производительностью 100-300 м3 / сут, внедрение в эксплуатацию высоко-дебитных установок произ-водительностью 400-700 м3 / сут, внедрение в доста-точно большом количестве двигателей, гидрозащит и газосепараторов.

В табл. 2 сопоставлена Общая Надежность УЭЦН за 2004 и 2007 гг., укомплектованных насосами «Но-вомет». Видно, что наработки до подъема мало- и средне-дебитных УЭЦН не изменились, а у боль-ше-дебитных — возросли примерно вдвое.

Таблица 2. Сопоставление Общей Надежности УЭЦН, укомплектованных насосами «Новомет».

Этот результат имеет следующее объяснение. Конструкция, принципы комплектации и условия ра-боты мало- и средне-дебитных УЭЦН не менялись, поэтому не изменилась и Общая Надежность. Конс-трукция больше-дебитных насосов нами была изме-нена: модернизированы промежуточные износостой-кие подшипники. До 2005 года в них использовались подшипники, обладающие для таких типоразмеров недостаточной «трещино-стойкостью». Обычно раз-рушалась втулка подшипника. В 2005 году создано производство подшипников из твердого сплава, обладающего повышенной «трещино-стойкостью», что сказалось на увеличении наработок. Из табл. 2 видно, что сейчас Общая Надежность мало-, сред-не- и больше-дебитных УЭЦН, комплектующихся насосами «Новомет», сегодня находится примерно на одном уровне, а у высокодебитных УЭЦН этот по-казатель в 2-2.5 раза выше.

Эти УЭЦН отличаются как по конструкции (более широкие проточные каналы, пакетная сборка), так и по способу комплектации: закупались только пол-нокомплектные установки. Зависимость вероят-ности безотказной работы от наработки приведена на рис. 1.

Процентное соотношение причин отказов больше-дебитных УЭЦН (основная группа насосов) приведе-но в табл. 3.

Таблица 3. Соотношение основных причин отка-зов УЭЦН, оснащенных больше-дебитными насосами «Новомет»

Из табл. 3 видно, что за последние три года воз-росла относительная доля отказов, обусловленных наличием твердых частиц в добываемой жидкости (износы и слом вала) и отложением солей. Однако в данной таблице не показано время, прошедшее от пуска установки до ее отказа. Более полная ин-формация о влиянии твердых частиц на надежность УЭЦН приведена на рис. 2.

Тип оборудования 2004 2007

Насосы мало-дебитные 25 м3/сут.

85 134

Насосы средне-дебитные 60-80 м3/сут.

56 120

Насосы больше-дебитные 100-300 м3/сут.

96 724

Насосы высоко-дебитные 400-700 м3/сут.

- 24

ПЭД 7 354

Гидрозащиты 7 489

Газосепараторы 1 347

Рис. 1. Зависимость вероятности безотказной работы от наработки УЭЦН:

1 – мало-дебитные, 2 – средне-дебитные, 3 – больше-дебит-

ные, 4 – высоко-дебитные

Причина отказа 2004 г. 2007 г.

Повышенное содержание КВЧ

14% 28%

Недостаточный приток жидкости

15% 24%

Солеотложения 4% 15%

ГТМ 16% 7%

Высокая температура пласта 19% 6%

Рис. 2. Влияние твердых частиц на вероятность отказа: из-за слома вала – 1, из-за износа ступеней – 2, из-за совместного действия этих причин – 3.

41арсенал нефтедобычиНАДЕЖНОСТЬ


Из рисунка видно, что отказы из-за слома вала и износа ступеней практически не влияют на Общую Надежность УЭЦН, т. к. соответствующий им гаран-тированный ресурс составляет не менее 1500 сут. (наработка, при которой отказывает 50 % насосов).

В настоящее время такой гарантированный ре-сурс представляется вполне приемлемым. Однако по мере устранения других причин отказов, достиг-нутого уровня защищенности УЭЦН от механических примесей может оказаться недостаточно. Поэтому сейчас ведутся работы по дальнейшему увеличению Конструкционной Надежности: повышение прочнос-ти валов, снижение износа ступеней, в том числе и путем улучшения гидродинамических характерис-тик насосов (особенно группы, названной в данной статье больше-дебитными насосами).

Теперь приведем расчет Конструкционной Надеж-ности установок «Новомет» для условий работы, характерных для компании «Роснефть — Юганск-нефтегаз». Подчеркнем, что фактически полноком-плектных установок «Новомет» эксплуатируется незначительное количество, поэтому их Конструк-ционная Надежность определяется через расчет на-дежности отдельных узлов. Расчет Конструкционной Надежности узлов УЭЦН проводится по критериям, принятым в ООО «РН-Юганскнефтегаз», а именно:

1) Критерий отказа насоса — полный износ рабо-чих органов и слом вала насоса;

2) Критерий отказа ПЭД — снижение сопротивле-ния изоляции до 0 Мом при условии, что гидрозащи-та в норме;

3) Критерии отказа гидрозащит — «порыв» диа-фрагмы, негерметичность торцовых уплотнений при условии R-0 ПЭД.

4) Критерий отказа газосепараторов — разреза-ние корпуса. Но следует отметить, что по результа-там работы за 2004-2007 гг. таких случаев по газосе-параторам «Новомет» в ООО «РН-Юганскнефтегаз» не выявлено.

Расчет Конструкционной Надежности выполнен по данным 2007 г. (см. табл.1): объем выборки по гид-розащитам — 489 шт., двигателей — 354 шт., насо-сов (они объединены в одну группу) — 1002 шт.

Результаты расчета приведены на рис. 3. Верхняя кривая показывает Конструкционную Надежность гидрозащит, средняя — насосов, третья сверху — ПЭД и, наконец, самая нижняя — УЭЦН в целом (по-лучена перемножением вероятностей отказов всех узлов). Видно, что гарантированный ресурс устано-

вок (вероятность безотказной работы Т0.5) состав-ляет ~ 600 сут.

Таким образом, износостойкие установки «Ново-мет» могут обеспечить в условиях ООО «РН-Юганск-нефтегаз» среднюю наработку порядка 600 сут. Этот вывод является статистически достоверным, так как получен на представительных по объему выбор-ках. Но следует отметить, что он характеризует лишь потенциальные возможности оборудования. Получе-но фактическое подтверждение, что износостойкое оборудование в условиях ООО «РН-Юганскнефтегаз данный уровень наработок обеспечить может.

При этом пока не решена главная задача — уве-личение Общей Надежности. Уровень наработок до подъема остается невысоким, что объясняется как недостаточной надежностью отдельных узлов УЭЦН, комплектуемых сервисными центрами, так и эксплуатационными отказами. Соответственно для увеличения наработок необходимо повышать Эксплуатационную Надежность.

Проведенный анализ — отнюдь не заявление за-вода-изготовителя о снятии с себя ответственнос-ти за уровень наработок, а попытка объективно ра-зобраться в сложившейся ситуации и предложить действительно эффективные мероприятия по уве-личению наработок. Повышение Общей Надежности одинаково важно как для Заказчика, так и для Произ-водителя оборудования.

Безусловно, существуют объективные трудности по увеличению Эксплуатационной Надежности. За-частую увеличить ее значительно сложнее, чем по-высить надежность конструкции. В мире накоплен большой опыт решения такого рода проблем.

Таблица 4. Мероприятия по предотвращению эксплу-атационных отказов.

Рис. 3. Результат расчета Конструкционной Надежности УЭЦН «Новомет» по надежности отдельных узлов: :

1 – надежность гидрозащит, 2 – надежность насосов, 3 – на-дежность двигателей, 4 – надежность установок в целом

Одной из очевидных возможностей более пол-ной реализации ресурса износостойкого обору-дования и, как следствие, увеличения наработок УЭЦН, является переход от поставок отдельных узлов к прокату полнокомплектных установок. При этом все обслуживание оборудования с обя-зательным проведением специальных техноло-гических операций по предотвращению эксплу-атационных отказов осуществляют сервисные предприятия завода-изготовителя.

Причина отказа Предлагаемые решения

Повышенное содержание

КВЧ

1. Установка внутрискважинного фильтра. Ожидаемый результат: • предотвращение выноса проппанта из обработанного пласта;• создание мощного “песчано - гравийного фильтра” на забое скважины диаметром несколько десятков метров и стабильного во времени;• эффект от проведения гидро-разрыва по продолжительности будет увеличен минимум на порядок.2. Использование фильтров в составе УЭЦН.3. Промывка скважины до полной очистки от проппанта.



По основным эксплуатационным отказам, выяв-ленным в ООО «РН-Юганскнефтегаз» (см. табл.3), могут быть предложены следующие мероприятия (табл.4.).

Следует отметить, что компанией «Новомет» раз-работаны установки, способные работать в мак-симально широком диапазоне подач. В настоящее время они находятся на стадии создания опытных образцов и могут быть предложены Заказчику.

Скважинные щелевые фильтры для борьбы с выно-сом проппанта и засорением насоса мех. примесями успешно применяются в НК «Аки-Отыр». Это позво-лило после проведения ГРП на скважинах получить среднюю наработку до подъема 510 сут. (Общая На-дежность). В НК «Salym Petroleum Development N. V.» успешно применяется специальная технология по очистке скважин.

Ингибирование солеотложений — распространен-ная практика в настоящее время. Один из примеров успешного использования ингибиторов — НК «Сиб-нефть-Ноябрьскнефтегаз».

Повышение Эксплуатационной Надежности, уст-ранение эксплуатационных отказов и, как следствие, значительное повышение наработок до подъема до-стигнуто в НК «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ — Запад-ная Сибирь ТПП «Урайнефтегаз».

В ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» условия экс-плуатации аналогичные «Юганскнефтегазу», там при изменении эксплуатационной политики получено увеличение средней наработки до подъема со 188 до 328 суток. При прокате износостойких установок получено увеличение наработок на осложненном фонде в ОАО «Саратовнефтегаз» с 138 до 412 сут. — и в ООО «Белые ночи» — с 75 до 350 сут.

Для осложненных условий эксплуатации прокат оборудования с обслуживанием его сервисными центрами завода-изготовителя имеет ряд серьез-

ных преимуществ по сравнению с простой постав-кой узлов УЭЦН:

• Независимое сервисное предприятие, которое, как правило, обслуживает НК при простой поставке, не в состоянии справиться с возрастающим уровнем сложности оборудования для осложненных условий эксплуатации (посторонний сервис испытывает за-труднения с ремонтом нового нестандартного обо-рудования и с обслуживанием его в ходе эксплуата-ции);

• Сервис, за которым стоит производство, может подбирать под конкретные условия эксплуатации самые последние, самые эффективные заводские разработки (комплектация не со склада, а с произ-водства);

• Прокат является очевидным финансовым сти-мулом для увеличения наработок.

Таким образом, в современных условиях сервис поставщика оборудования — необходимое условие действительно эффективной работы. Нигде в мире сервис-центры «Тойоты» не обслуживают автомо-били «Мерседес». «Фирменный» сервис в сочетании с финансовой заинтересованностью в увеличении наработок — вот та схема, которая, как показывает практика, должна привести к увеличению нарабо-ток.

Возможно и дальнейшее улучшение конструк-ции, рост Конструкционной Надежности установок до 1500-2000 сут. (как это уже достигнуто по ком-паниям «ЛУКОЙЛ» и «Сургутнефтегаз»). Но для ус-ловий «Юганскнефтегаза» дальнейшее увеличение Конструкционной Надежности неизбежно приведет к значительному избыточному увеличению стоимос-ти оборудования. Для Заказчика этот путь не явля-ется оптимальным. Первоначально должны быть предприняты шаги по реализации существующего потенциала износостойкого оборудования.

Недостаточный приток

жидкости

Внедрение специально разрабо-танных установок, обладающих требуемыми характеристиками для работы в таких условиях:• насос способен обеспечить требуемый напор в максимально широком диапазоне подач;• ПЭД, регулируемый в широком диапазоне; • термостойкая кабельная линия;• расчет требуемой термостой-кости всех узлов с учетом эксплу-атации на разных подачах.

Солеотложения

Подбор требуемого ингибитора солеотложений;Закачка ингибитора в скважину;Применение специальных глу-бинных дозаторов ингибитора, входящих в состав УЭЦН.

Выводы:

1. На основании представительных данных об эксплуатации оборудования получены значе-ния Конструкционной Надежности износостой-кого оборудования в условиях месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз». Подтвержденный результатами эксплуатации гарантированный ресурс установок износостойкого исполнения составляет 600 суток. Данное оборудование указанную среднюю наработку может обеспе-чить в условиях ООО «РН-Юганскнефтегаз».

2. Реализация заявленного потенциала воз-можна через прокат полнокомплектных устано-вок при условии, что все обслуживание обору-дования осуществляет сервисное предприятие завода-изготовителя. Мировой опыт показыва-ет, что именно такая схема взаимодействия За-казчика и Исполнителя приводит к увеличению наработок.

43арсенал нефтедобычиНАДЕЖНОСТЬ

ПЕРЕЧЕНЬ ПРОДУКЦИИ ГК «НОВОМЕТ»товАРныЕ гРУППы товАРнАЯ ноМЕнКлАтУРА

Насосы и насосные секции

Базовое исполнениеИзносостойкое исполнениеКоррозионостойкое исполнениеИзносокоррозионостойкое исполнение

Ступени по отдельным заказамПорошковые Литые

Гидрозащиты Гидрозащиты

Погружное оборудование для работы с повышенным газовым фактором

ГазосепараторыГазосепараторы-диспергаторыГазосепараторы нового поколенияДиспергаторы

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





ТИПОРАЗМЕРЫ УСТАНОВОК

Тип установки

Подача, м3/сут

УВННП 3 60* 80**

УВННП 4 20 30 50 80 200

УВННП 5 15 25 30 44 59 79 125 140`̀ 160 200 250 320 500

УВННП5 А 35 50 80 100 124 159 199 240 250`̀ 280 320 400 500 700 900

УВННП 6 800 1000 1250

УВННП6 А 130 250

УЭЦНП 7 1000 1600 2000

УЭЦНП7 А 300 340 470 750 1000 1250 1600 2000

УЭЦНП 8 500 750 1000 1600 2000 2500 3000 4000

порошковые ступени литые ступени подготовка производства серийные установки

ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

НаименованиеДиапазон мощностей, кВт

Односекционные Двухсекционные трехсекционные

ПЭД 96 16-32 45-56 70 (100 в разработке)

ПЭД 103 16-80 70-160 180

ПЭД 117 8-125 125-250 270-300

ПЭД 130 32-145 180-300 350-450

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

ПЭД 185 100-400 450-850 в разработке

ГИДРОЗАЩИТЫ

Наименование

Мак

сим

альн

ая

мощ

ност

ь дв

игат

еля,

кВ

т

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-81 75 480 в разработке

ГЗН-86 63 560 - 2500 - - - - -2ГЗН-86 100 560 в разработке

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-136 700 1600 в разработке

ГЗН-172 980 2700 - - - - - 2800 2000

200* - при частоте 4140 об./мин. `` - центробежно-осевые ступени** - при частоте 5520 об./мин.

200

4�арсенал нефтедобычиПРОДУКЦИЯ


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-500 200…600

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

НаименованиеДиаметр 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) 260ЖНШ5-8(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


сЕРвисныЕ УслУги гК «новоМЕт»Консультации по применению нефтепромыслового оборудованияПодбор и комплектация оборудования для скважин с различными условиями

эксплуатацииПредоставление в аренду нефтепромыслового оборудования, в т. ч. c полным

комплексом услугИнженерное сопровождение нефтепромыслового оборудованияМонтаж, запуск и вывод на режим установок УЭЦНОбслуживание их во время эксплуатацииОсуществление подконтрольной эксплуатации поставляемого оборудованияТекущий и капитальный ремонт подземного и наземного оборудованияРеконструкция существующих стендов тестирования насосных секций с заменой

запорной аппаратуры, контрольно-измерительной системы программного обеспеченияПродажа и сопровождение программного обеспечения по подбору системы «пласт –

скважина – погружная установка»Выполнение проектных работ для ППД, проекты БКНС и шурфовОбучение персонала ЗаказчикаОбслуживание БКНС и станций ППД

Удачной добычи!

Documents

arsenal_3