Контрольная работа по «Оператор по добычи нефти и газа»

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова  используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных  станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 9.1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях  газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя  пакерами (сверху и снизу), и газ  вводится в трубы через штуцерное  устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

6 вопрос

следует отметить, что в том же 1923 г. и в СССР осуществлялась глубинно-насосная добыча нефти, правда, в несколько ограниченных размерах. На нефтяных промыслах Апшеронского полуострова действовало всего семь глубинных насосов, а на грозненских промыслах - шесть. (См. Обзор Азербайджанской нефтяной промышленности за пять лет национализации. - Баку, 1925. - С. 31). 
А первые глубинные насосы конструкции русского инженера Иваницкого были испытаны в 1876 г. - на 19 лет раньше, чем в США. В 1898 г. глубинный насос системы инженера Соколовского прошел испытания в Грозненском нефтяном районе на скважине глубиной 310 м. 
К сожалению, на нефтяных промыслах России не нашел распространения и глубинный насос оригинальной конструкции инженера Шухова, созданный в "Технической конторе инженера А.В.Бари" в Москве в 1886 г. 
На заре развития нефтяной промышленности технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании естественной пластовой энергии. Нефть при истощении этой энергии и прекращении фонтанирования добывалась из неглубоких скважин или колодцев с применением различных устройств типа тартальных желонок, свабов по принципу подъема воды из колодцев с использованием ворота и бадьи или в виде фонтанных притоков. 
В дальнейшем, с развитием техники бурения, глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на поверхность. Техническим прорывом в решении этой проблемы стало внедрение в США в 1923 г. способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса (поршневого, плунжерного), приводимого в движение через колонну штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом - станком-качалкой.  
Идея была настолько хороша, что уже 75 лет штанговая насосная эксплуатация по объему добычи нефти и широте применения занимает первое место в мире. Так, в США этим способом эксплуатируется 85% всего фонда скважин (более 470 тыс.), в России - около 53% (около 76 тыс.), в том числе в ОАО "ЛУКОЙЛ" - 61% (около 15 тыс.). 
Отсюда - важность решения вопросов повышения надежности и эффективности применения установок штанговых глубинных насосов (УШГН). Развитие глубинно-насосной добычи шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов, увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению УШГН специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную эксплуатацию насоса при высоком содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов. 
n Выпуск техники налажен, причем сверх потребностей 
В России к началу 90-х годов из всего комплекса оборудования УШГН производились только насосные штанги (ОАО "Мотовилихинские заводы", г. Пермь, "Очерский машиностроительный завод", г. Очер Пермской области). Отсутствие производства необходимого оборудования вынуждало нефтяные компании осуществлять его закупки по импорту у западных фирм: "Лафкин" и "Трайко" (США), "Шеллер-Блекман" (Австрия) и др. Опыт эксплуатации оборудования показал, что его качество и технологические возможности значительно превосходили параметры ранее использовавшегося оборудования, которое получали с бакинских заводов. 
В этих условиях встала задача быстрой разработки и освоения серийного производства российскими заводами высококачественного оборудования, которое ранее в нашей стране не выпускалось. При этом из-за отсутствия своих современных стандартов на нефтепромысловое оборудование отечественные производители ориентировались на принятые в "нефтяном мире" стандарты Американского нефтяного института (Аmerican Petroleum Institute - API), кстати, далеко не во всем превосходившие старые советские ГОСТы и ОСТы. Три российских предприятия - ГО "Уралтрансмаш" (г. Екатеринбург), АО "Ижнефтемаш" (г. Ижевск) и АО "Очерский машиностроительный завод" - провели комплексную аттестацию производства и получили на свои изделия сертификат Американского нефтяного института. 
К настоящему времени российским заводам удалось практически полностью решить задачу серийного производства основных видов глубинно-насосного оборудования при значительном повышении качества их изготовления. Производство станков-качалок (СК) в различной комплектации освоили 11 заводов, выпускающих всю гамму этого оборудования грузоподъемностью от 3-х до 12-ти т с длиной хода от 1,2 до 3,5 м и числом качаний от 1,2 до 10 двойных ходов в минуту. ГО "Уралтрансмаш" освоило серийное производство станков-качалок улучшенной кинематики грузоподъемностью 6 и 8 т (длина хода 3,5 м), аналогичных "Марк II", выпускаемым фирмой "Лафкин", а также передвижных с приводом от автономного газового двигателя.  
Штанговые глубинные насосы (ШГН) диаметром от 28 до 70 мм (вставные и трубные) серийно выпускаются 10-ю российскими заводами. Два предприятия - АО "Ижнефтемаш" (г. Ижевск) и СП "Кубань-Аксельсон"(г. Краснодар) - выпускают насосы по стандарту API, а остальные пользуются его положениями в большей или меньшей степени. Изготовители ШГН приступили также к освоению серийного производства вспомогательного оборудования для глубинно-насосной эксплуатации скважин - газовых и песочных якорей, шламоуловителей, автосцепов, сбивных клапанов.  
Пермская компания нефтяного машиностроения по документации ОАО "Техника и технология добычи нефти" изготовила опытную партию двухступенчатых насосов НН1Б-44-ДГ и НН1-57-ДП, предназначенных для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Конструкция насосов выполнена по принятым за рубежом схемам и реализована на базе впервые найденных в России технологических решений, которые позволяют значительно повысить эффективность работы оборудования. Компания планирует начать внедрение данных насосов в ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь". 
Акционерные общества "Очерский машиностроительный завод" и "Мотовилихинские заводы" освоили серийное производство всей номенклатуры насосных штанг диаметром от 13 до 28 мм. Кроме того, "Очерский машиностроительный завод" начал производство насосных штанг с защитными протекторами различных конструкций и материального исполнения. Здесь проведен комплекс мероприятий по улучшению качества штанг, введена дробеструйная обработка с последующим нанесением антикоррозионного покрытия, осуществляется правка методом растяжения. ОАО "Мотовилихинские заводы" впервые в России приступило к выпуску улучшенных насосных штанг из проката повышенной точности исполнения М-2 для тяжелых условий эксплуатации. По своим техническим характеристикам штанги полностью соответствуют марке "Д" стандарта API. 
В настоящее время созданные в России мощности по производству таких видов глубинно-насосного оборудования, как станки-качалки, ШГН и насосные штанги, значительно превосходят потребность в них нефтедобывающих предприятий. Это дает возможность потребителю при закупке оборудования выбирать того поставщика, оборудование которого отвечает его требованиям как по цене, так и по качеству и техническому уровню. Освоенная отечественными предприятиями широкая гамма достаточно надежного оборудования УШГН по своим техническим показателям и качеству изготовления в значительной степени отвечает предъявляемым к нему технологическим требованиям, что позволяет практически полностью отказаться от его закупки за рубежом. 
К основным проблемам в области производства оборудования для глубинно-насосной эксплуатации мы отнесли бы следующие. Это, прежде всего, освоение серийного производства высокоточной трубной заготовки для цилиндра насоса (данную проблему призвано решить ОАО "УралЛУКтрубмаш" - дочернее предприятие компании), чтобы не приходилось ее импортировать. Далее, речь идет об увеличении производства прутка из высоколегированной стали повышенной прочности для изготовления насосных штанг, имеющих наработку в искривленных скважинах с тяжелыми условиями эксплуатации до 30 млн циклов.  
Таким образом, имеющийся у нефтедобывающих предприятий широкий набор достаточно надежного оборудования позволяет им успешно эксплуатировать установками штанговых насосов скважины глубиной до 3,5 тыс. м в диапазоне подач от 0,5 до 100 куб м/сутки.  
n Эффект входного контроля 
В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. Одно из важных направлений этой работы - повышение качества ремонта оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании УШГН. 
С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов на нефтедобывающих предприятиях нашей компании были созданы участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проблемы в компании ведется по двум направлениям:

• создание собственных  специализированных участков, таких  как на территориально-производственных предприятиях ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", где сервис осуществляется собственными силами;  
• создание специализированных участков совместно с заводами-изготовителями оборудования, таких как в ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" и ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь", где сервис осуществляется силами заводов-производителей (Пермская компания нефтяного машиностроения и ОАО "Мотовилихинские заводы). 
Инициаторами работ по созданию специализированных участков были специалисты ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть", которые первыми организовали на производственной базе НГДУ "Кунгурнефть" входной контроль с дефектоскопией и правкой насосных штанг, а также ремонт насосов и насосно-компрессорных труб с упрочнением их резьбы. Широкому распространению опыта ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" на других предприятиях компании во многом способствовала координирующая деятельность управления механоэнергетического и метрологического обеспечения ОАО "ЛУКОЙЛ". Изучив и обобщив имеющийся опыт, специалисты этого управления проводили целенаправленную работу по внедрению новейших технологий ремонта и контроля. Проявив завидную настойчивость, они неоднократно, в том числе на специальных совещаниях в Калининграде и Волгограде, доводили до главных механиков дочерних предприятий компании имеющуюся информацию об организации работ и современных методах входного контроля.  
Первыми опыт НГДУ "Кунгурнефть" в кратчайшие сроки переняли специалисты ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", которые создали на трубных базах ТПП "Когалымнефтегаз", "Лангепаснефтегаз" и "Урайнефтегаз" аналогичные участки, применив качественно новые технологии и значительно усовершенствовав используемое оборудование. Так, специально для участка по входному контролю и ремонту ШГН были приобретены и внедрены оборудование и приборы измерения и контроля прямолинейности канала и диаметра внутренней поверхности цилиндра ("ПИКА"), приборы измерения и контроля диаметра плунжера, определения группы посадки. Приборы обладают высокой степенью точности и имеют программное обеспечение, позволяющее все результаты измерений вносить в банк данных в виде графиков.  
Сегодня по уровню оснащения специализированных участков высокоточной измерительной аппаратурой ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" превосходит заводы-изготовители оборудования. Об этом свидетельствуют и объем выполняемых работ, и типовой перечень оборудования специализированных участков по входному контролю и правке насосных штанг, входному контролю и ремонту штанговых насосов, очистке (внутренней и наружной поверхностей) и ремонту насосно-компрессорных труб. 
Участок ремонта штанговых глубинных насосов 
Оборудование. Моечная машина, стенд разборки, установка для испытаний пары "седло-шарик", стенд проверки прямолинейности с приборами "ПИКА", установка для ремонта и контроля (с опрессовкой) насосов и замковых опор, компьюторное обеспечение комплектации и учета. 
Перечень работ. Наружная и внутренняя мойка, разборка и мойка деталей насоса, контроль диаметров и прямолинейности плунжера и цилиндра, дефектовка, ремонт цилиндра (укорочение), контроль и подгонка клапанной пары, сборка и опрессовка насоса, испытание замковой опоры. 
Участок ремонта глубинно-насосных штанг 
Оборудование. Моечная машина, комплекс правки-упрочнения-дефектоскопии, конвейер ремонта, машина изготовления защитных протекторов, термолитьевой пресс, компьютерное обеспечение комплектовки и учета. 
Перечень работ. Мойка, предварительная отбраковка, правка-вытяжка, дефектоскопия тела штанги и ее резьбы, замена муфт, изготовление защитных протекторов, упаковка. 
Участок ремонта насосно-компрессорных труб 
Оборудование. Установка наружной и внутренней мойки, стенд опрессовки, механизированные стеллажи, установка удаления внутренних отложений АСП, конвейер подачи труб, станок свинчивания и развинчивания муфт, трубонарезной станок. 
Перечень работ. Наружная и внутренняя мойка, опрессовка, удаление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), контроль и ремонт резьб труб и муфт, отвинчивание и навинчивание муфт, отбраковка, маркировка труб после ремонта. 
n С опорой на собственные силы 
Таким образом, в компании получило развитие первое направление специализированного сервисного обслуживания - создание собственных сервисных баз, входящих в состав предприятия. Трехлетний опыт работы показал правильность выбранного пути, позволяющего достигать высокой эффективности. Это подтверждают приводимые ниже факты. 
На ТПП "Когалымнефтегаз" (за время существования специализированного участка по ремонту насосных штанг) ремонту и контролю подверглось свыше 200 тыс. штанг, из которых по причине износа тела штанги, из-за микротрещин, дефектов резьбы и язвенной коррозии забраковано свыше 14 тыс. штук (6%). Исключение попадания в скважины непригодного к эксплуатации оборудования позволило существенно увеличить надежность штанговых колонн и снизить число обрывов с 217 в 1996 г. до 20 за восемь месяцев 1998 г. Суммарный эффект от выполненных за прошедшие три года работ превысил 50 млн рублей. 
На ТПП "Лангепаснефтегаз" ремонт и входной контроль прошло свыше 270 тыс. штанг, отбраковано 14% (свыше 38 тыс.). Экономический эффект составил более 20 млн рублей. 
Наибольшая эффективность была получена на ТПП "Урайнефтегаз", где за два года существования специализированного участка ремонту и контролю подверглось около 200 тыс. штанг, из которых по перечисленным выше причинам было отбраковано 28%. С внедрением технологии ремонта и контроля количество обрывов сократилось с 14% (по штангам, не прошедшим дефектоскопию) до 5% (по штангам, прошедшим дефектоскопию). При этом наработка на отказ увеличилась почти на 50 суток и составила на 1.09.1998 г. почти 350 суток. 
Высокая эффективность всех ремонтных служб ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" объясняется приобретением специального оборудования по правке штанг методом растяжения, приборов магнитно-индукционной дефектоскопии (аналогичных оборудованию, устанавливаемому на основных заводах-производителях штанг) и внедрением соответствующих современных технологий ремонта и контроля. Однако имеющиеся приборы контроля не позволяют определять наличие дефектов в галтельной части штанги, что значительно снижает эффективность работ по выбраковке штанговых колонн. Сегодня создание специальных приборов, способных определять дефекты по всей длине штанги, является одной из приоритетных задач в диагностике данного вида оборудования. 
Увеличению межремонтного периода работы скважин, сокращению затрат на их ремонт, улучшению работы штанговых колонн и снижению их обрывности способствует внедрение штанг, оснащенных скребками-центраторами, которые существенно снижают силы трения лифтовых колонн в искривленных скважинах и одновременно служат для удаления парафина со стенок НКТ. С этой целью специализированные участки по ремонту штанг оснащены автоматами для термического прессования на тело штанги пластмассовых скребков-центраторов.  
Поскольку стоимость ремонта скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, кратно выше стоимости самого насоса, важным фактором существенного сокращения затрат при эксплуатации глубинно-насосных скважин является исключение попадания в скважины бракованного оборудования с заведомо более низким ресурсом работы. Решению этой проблемы способствовало внедрение на специализированных участках по входному контролю и ремонту ШГН качественно новых технологий с применением прибора "ПИКА".  
Переход на работу с указанным оборудованием позволил выявить большое количество ШГН, поставленных с отклонениями от нормативно-технической документации, и исключить их попадание в скважины. За 1996-1998 гг. в ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" было подвергнуто входному контролю почти 13 тыс. новых насосов, из которых забраковано более 1,6 тыс. штук (12%).Одновременно с этим все насосы, поступившие на ремонт, подвергаются ревизии с измерением параметров прямолинейности канала, диаметров внутренней поверхности цилиндра  плунжера.  
Очень важно, что при организации специализированных участков на качественно новый уровень был поставлен учет движения оборудования, позволивший значительно повысить ответственность ремонтных предприятий за оборудование, передаваемое промысловым службам. Так, на все насосы, прошедшие входной контроль и ремонт, заводятся паспорта, в которые вносятся параметры, полученные при его испытании после ремонта (или ревизии нового). Эти же данные вводятся в компьютер для создания информационной базы об отказах ШГН по месторождениям, условиям эксплуатации и производителям.  
Штанги, прошедшие ремонт и неразрушающий контроль, формируются в колонны (при необходимости они комплектуются штангами со скребками-центраторами), которые укладываются в специальные металлические транспортные контейнеры, при этом резьба штанг защищается специальными пластмассовыми колпачками.  
Штанговые компоновки, состоящие из колонны, укороченных штанг, глубинного насоса, переводников, якорного башмака, по заявке НГДУ в оговоренное время централизованно доставляются на скважину с заполненными в обязательном порядке паспортами компоновки и ШГН. Вышедшее из строя и извлеченное из скважины оборудование возвращается для контроля и ремонта на специализированные участки с паспортом компоновки, где указываются время наработки, причина отказа, а также промысловые данные эксплуатации. Оборудование без паспорта или с незаполненным паспортом в ремонт не принимается. Данные о его работе заносятся в базу компьютера. Полученные специализированными участками результаты входного контроля и анализ объективных причин выхода из строя ШГН позволяют вести целенаправленную претензионную работу с заводами-изготовителями, вплоть до отказа от услуг тех поставщиков, оборудование которых не отвечает установленным требованиям по качеству и технологическим параметрам. В 1998 г. ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" отказалось от закупки штанговых глубинных насосов ЗАО "ЭЛКАМ-Нефтемаш", наработка на отказ по которым составляет чуть больше 160 суток и при этом процент брака в поставленных партиях колеблется от 10 до 58%.  
Наличие материалов о причинах выхода оборудования ШГН из строя позволяет анализировать работу не только ремонтных предприятий, но и служб, занимающихся непосредственно эксплуатацией оборудования, что дает возможность определять перечень первоочередных мер по улучшению в целом работы фонда скважин с глубинно-насосным оборудованием. При этом значительно повышается эффективность разрабатываемых на их основе мероприятий по увеличению межремонтного периода (МРП) и повышению эффективности работы оборудования для всех подразделений нефтегазодобывающего предприятия. 
n На попечении изготовителя 
По второму пути, пути сервисного обслуживания непосредственно силами изготовителя оборудования, пошли предприятия пермского региона - ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" и ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь". Имея "под боком" Пермскую компанию нефтяного машиностроения (ПКНМ) и передав в аренду ее дочернему предприятию ЗАО "Техносервис" часть своих производственных площадей, они начали переход на сервисные услуги по ремонту и обслуживанию штанговых насосов с привлечением этой фирмы. 
Концепция такой формы сервисного обслуживания строится на следующих положениях: 
• повышение ресурса работы ШГН;  
• увеличение межремонтного периода работы скважин;  
• снижение удельных затрат на обслуживание скважин;  
• обслуживание насоса в течение всего периода эксплуатации с участием завода-изготовителя;  
• создание системы проката. 
Работы по внедрению этой концепции ведутся в два этапа. На первом этапе (начат в 1997 г.) осуществляется введение в систему обслуживания завода-изготовителя и идет отработка взаимоотношений "Заказчик" - "Сервисная компания" - "Завод-изготовитель". При этом предусматриваются увеличение наработки оборудования и сокращение удельных затрат на его ремонт. Вводится программное обеспечение учета движения и ремонта оборудования, определяются критерии оценки качества услуг. На втором этапе намечено: создание законченного цикла в обороте насосов; минимизация и оптимизация парка насосов; переход на систему проката оборудования. 
В настоящее время работы по проверке и замене вышедших из строя узлов и деталей ЗАО "Техносервис" производятся непосредственно в специализированных мастерских (арендуемых у заказчика), а более сложный ремонт, связанный с обработкой цилиндра и плунжера, осуществляется непосредственно на заводе ПКНМ в г. Краснокамске. Специализированные мастерские имеют оснащение, аналогичное используемому ремонтными предприятиями ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", за исключением приборов контроля "ПИКА". Ремонт и контроль качества проводятся по заводской технологии работниками, прошедшими обучение в ПКНМ. При выполнении ремонта используются детали и комплектующие только заводского изготовления. 
Оплата услуг сервисного предприятия осуществляется за фактически выполненные заказы (с учетом стоимости запасных частей и транспортных расходов) по поддержанию в работоспособном состоянии парка ШГН, необходимого для обеспечения работы существующего фонда скважин с данным оборудованием. При этом в договоре на сервисное обслуживание предусмотрены задания ЗАО "Техносервис" по увеличению межремонтного периода и снижению удельных эксплуатационных затрат нефтегазодобывающего предприятия. В дальнейшем, по мере завершения формирования принципов сервисного обслуживания, взаимоотношения между заинтересованными сторонами должны строиться на условиях оплаты сервисной службе "суток-проката" оборудования.  
Необходимо отметить, что принципы сервисного обслуживания, заложенные в работу ЗАО "Техносервис", соответствуют положениям стандарта АРI, получившим широкое распространение в основных нефтедобывающих странах при организации сервисного обслуживания заводами-изготовителями. Такая система организации сервисного обслуживания предусматривает: 
• обеспечение ремонта насосов всех производителей путем применения унифицированных деталей насоса и замены на них деталей и узлов в существующих насосах;  
• исключение закупки новых комплектных ШГН, поставку только запасных частей;  
• снижение затрат на ремонт за счет максимальной унификации деталей;  
• сбор и обобщение исходных материалов для разработки новых конструкций насосов в различном материальном исполнении;  
• переход на сборку насоса (по материальному и конструктивному исполнению) под конкретную скважину. 
Первые результаты перехода на новую форму сервисного обслуживания подтвердили достаточную эффективность данного шага. 
Средняя наработка глубинного насоса в ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" увеличилась по сравнению с 1997 г. на 24% и составила свыше 760 суток, суммарные затраты на поддержание в работоспособном состоянии парка ШГН снижены в 1998 г. на 15% при одновременном уменьшении на 17% стоимости ремонта насоса. Экономическая эффективность за первую половину 1998 г. составила 135,8 тыс. рублей.  
Значительно сократились массовые закупки комплектных насосов. Так, в ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" они снижены до 10%, а в ЗАО "ЛУКОЙЛ-Пермь", начиная со второй половины 1997 г., прекращены полностью. Через ЗАО "Техносервис" приобретаются только необходимые комплектующие изделия (цилиндры, плунжеры, клапанные пары и т.д.) с заданными параметрами в необходимом материальном исполнении. Данная система (кстати, давно существующая в основных нефтегазодобывающих странах), при которой под каждую конкретную скважину индивидуально на месте эксплуатации и по технологии завода-изготовителя собирается насос, значительно сокращает расходы на приобретение оборудования и снижает эксплуатационные затраты. 
Эффективность практикуемого в Пермском регионе сервисного обслуживания характеризуется сокращением на 30-50% прямых затрат на поддержание парка этого вида оборудования и ростом межремонтного периода работы штанговых насосов почти до 500 суток. 
Немаловажную роль в росте межремонтного периода работы скважин, особенно на скважинах с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСП), сыграло создание специализированных участков по контролю и ремонту штанг и установка там специальных машин по заливке скребков-центраторов. Так, на ряде скважин ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть", где имеют место указанные отложения, внедрение скребков-центраторов позволило снизить количество подземных ремонтов скважин почти в 1,8 раза и увеличить межремонтный период работы скважин более чем в 1,5раза. 
n Не за горами - переход на систему проката 
На предприятиях компании начаты работы по созданию специализированных сервисных центров по ремонту и эксплуатации станков-качалок, которые также ведутся по названным выше двум направлениям. В ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" сервисное обслуживание осуществляется собственными силами, а в пермском регионе - ЗАО "Сервис", являющимся дочерним предприятием ОАО "Мотовилихинские заводы". 
На дочерних предприятиях компании в пермском регионе заказчик оплачивает сервисному предприятию фактический (за прошедший месяц) объем работ по ремонту и всем видам технического обслуживания, включая связанные с этим транспортные расходы. В случае если при приемке станка-качалки после технического обслуживания и текущего ремонта заказчик имеет замечания к механической или электрической части, плата за выполненный объем работ автоматически снижается (после устранения замечаний) на определенный, оговоренный договором процент.  
Данная система значительно повышает ответственность сервисной фирмы за качество ремонта и обслуживания станков-качалок, сокращает издержки потребителя и освобождает его от несвойственных нефтегазодобывающему предприятию работ. Теперь нефтегазодобывающие предприятия не имеют в своем составе специализированных баз и бригад по ремонту и обслуживанию, не занимаются вопросами обеспечения и производства запасных частей. Таким образом, нефтяники могут сосредоточить свои усилия на совершенствовании технологических процессов и повышении эффективности добычи нефти. 
Следующим этапом взаимоотношений между заказчиком и сервисной службой должен стать переход на прокатную систему, когда оплачивается только отработанное оборудованием время (количество суток-проката).  
Помимо постоянного совершенствования сервисного обслуживания и улучшения качества ремонта важным направлением снижения затрат при эксплуатации скважин с УШГН являются грамотный выбор оборудования и оптимизация режимов работы скважин. Но эта тема заслуживает специального анализа.

7 вопрос 

Работа штанговых глубинных  насосов на больших расстояниях  затруднена и эксплуатация скважин  ими малоэффективна. 

С увеличением глубины  спуска насосов увеличиваются нагрузки, случаются неполадки в их работе и аварии - обрывы насосных штанг, труб и поломка наземного оборудования.  

Для эксплуатации глубоких скважин  с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют  бесштанговые погружные насосные установки.  

К бесштанговым погружным  установкам относятся насосы: 

а)электровинтовые; 

б)гидропоршневые - 1%; 

в)диафрагменные - 1 - 2 %; 

г)электроцентробежные. 

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных  насосов. 

Преимущества: 

Скважины, оборудованные  установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными  установками. 

Здесь на поверхности нет  механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. 

Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в  эксплуатацию сразу же после бурения  в любой период года, даже в самые  суровые зимние месяцы, без больших  затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин  ЭЦН устье легко поддается  герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для  установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин. 

Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин  и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также  наклонно-направленных скважин. 

Недостатки: 

К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении  труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее  электрика высокой квалификации.  

На больших оборотах нефть  смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН  могут применяться также для  межпластовой закачки воды и для  поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах. 

Не рекомендуется применять  погружные электроцентробежные  насосы в скважинах: 

а)в жидкостях, в которых  содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих  деталей насоса; 

б)с большим количеством  газа, снижающего производительность насоса. 

Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачивающей жидкости. 

Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи, коэффициента полезного действия, а  работа насоса становится неустойчивой.  

Современные штанговые насосы не позволяют эксплуатировать скважины большой глубины, которые достигают 500м и более, что объясняется  необходимостью иметь громоздкое тяжелое  оборудование со штангами, изготовленными из стали высокой прочности. Да и  подача этих насосных установок недостаточна. Поэтому в настоящее время  разработаны принципиально новые  бесштанговые насосные установки с  переносом двигателей на забой. 

Широкое применение в нашей  стране получили погружные установки  центробежных электронасосов. Начали, применяется гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания  винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120-140 тонн/сут., в то время  как дебит скважин, оборудованных  штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок 

- простота обслуживания, большой межремонтный период  работы - 1 года. Нередки случаи, когда  на отдельных месторождениях  установки работают более 2-3 лет  без подъема. 

Установки имеют два исполнения обычные и коррозионностойкие. 

Пример условно обозначения  установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВкО2 ТУ 26-06-1486-87, где У - установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сутки; 1200 - напор, м; ВК - вариант  комплектаций; 02 - порядковый номер  варианта комплектаций по ТУ. 

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие: 

-среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды  и нефтяного газа); 

-максимальная кинематическая  вязкость однофазной жидкости, при  которой обеспечивается работа  насоса без изменения напора  и кпд- 1мм2/сут.; 

 водородной показатель  попутной воды Рн 6,0 - 8,5, максимальное  содержание твердых частиц 0,01% (0,1 г/л), микротвердость частиц не  более 5 баллов по Люису; 

максимальное содержание попутной воды - 99%; 

максимальное содержание свободного газа у основания двигателя 25%, для установок с насосными  модулями - газосепораторами (по вариантам  комплектаций) - 55%, при этом соотношение  в откачиваемой жидкости нефти и  воды регламентируется универсальной  методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП, ЭЦН - 79 ); 

максимальная концентрация сероводорода: для установок коррозионностойкого  исполнения - 0,125% (1,25 г/л); 

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 С.

Эксплуатация  скважин бесштанговыми насосами.

Для отбора из скважин  больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах  жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых  районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки  носят название электропогружные электронасосы. В первом случае — это установки  центробежных электронасосов (УЗЦН), во втором — установки погружных  винтовых электронасосов (УЗВНТ).