Прут Леонид Яковлевич - доцент Сургутского государственного университета, к.т.н, член-корреспондент Международной академии интеграции науки и бизнеса

До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с использованием установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). При отказе УЭЦН затраты на спуско-подъемные операции и последующий ремонт практически достигают стоимости новых установок. В этой связи весьма актуальным для нефтяных компаний является вопрос выбора производителя оборудования. Основными критериями при выборе УЭЦН являются цена и доступность необходимых запасных частей к ним. Исходя из соотношения наработки на отказ и цены, УЭЦН российских заводов можно рассматривать как достаточно конкурентоспособные в сравнении с установками западных фирм, за исключением устойчивости к "полетам". Упомянутые характеристики отечественных установок в сочетании с доступностью сервисного обслуживания зачастую делают их предпочтительными для российских заказчиков.

РОССИЯ ЗАНИМАЕТ в мире ведущее место по производству и использованию для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с применением УЭЦН.

Самый крупный в мире производитель УЭЦН - Альметьевский завод погружных электронасосов (АО "АЛНАС", г. Альметьевск, Республика Татарстан): 70% УЭЦН, эксплуатирующихся на нефтяных месторождениях России, изготовлены этим предприятием. Основными конкурентами "АЛНАСа" на российском рынке являются американские фирмы REDA, Odi, Centrilift. Стоимость установок фирм США находится в интервале 40-120 тысяч долларов; стоимость российских УЭЦН значительно меньше и составляет порядка 10-12 тысяч долларов.

Условия эксплуатации УЭЦН в разных нефтедобывающих регионах России характеризуются существенными различиями. Так, например, температура в месте подвески УЭЦН на скважинах "Ставропольнефтегаза" превышает 140°С, в Татарии - составляет 40- 50°, в Западносибирском нефтедобывающем регионе - 70-80°.

Поэтому для корректного анализа надежности данного оборудования необходимо сравнивать производственные показатели установок только при сопоставимых условиях эксплуатации. В этой связи за основу такого анализа для УЭЦН российского и американского производства приняты данные, полученные на нефтяных скважинах АО "Нижневартовскнефтегаз", "Сургутнефтегаз", "Когалымнефтегаз", где температура в месте подвески, вынос механических примесей и осаждение солей на рабочих органах насосов приблизительно одинаковы.

Статистическая обработка данных показала, что наработка на отказ УЭЦН российского производства составляет в этом регионе 300- 400 суток, в то время как наработка установок американских фирм в этих же скважинах - 650-700 суток. Основной причиной отказов российских установок является пробой электрической изоляции кабелей и погружных электродвигателей (ПЭД), а западных - заклинивание рабочих органов насосов солями и механическими примесями из скважинной жидкости.

Кабель в УЭЦН используется в качестве токоподвода и состоит из основной (магистральной) и соединительной (удлинитель) длин. Кабели марок КПБП, КБПК с полиэтиленовой изоляцией, используемые в качестве основных длин кабельных линий в УЭЦН российского производства, уступают по надежности теплостойким кабелям как западных фирм, так и теплостойким российским кабелям, например, марки КФСБ.

Анализ отказов ПЭД производства российских заводов с наработкой более 60 суток показал, что основной причиной этих отказов является недостаточное качество гидрозащиты. При длительной эксплуатации происходит попадание скважинной жидкости в электродвигатель, что приводит к отказам электрической изоляции статарной обмотки в основном в месте соединения выводных концов. Наибольшую наработку имеют УЭЦН с гидрозащитой типа 1Г-51.

Вместе с тем для повышения надежности насоса необходимо уменьшить концентрацию механических примесей и осаждения солей на его рабочих органах. Повышение надежности насоса возможно также за счет увеличения износостойкости пар трения и уменьшения адгезии солей на рабочих органах, например, за счет использования технологии порошковой металлургии.

При анализе надежности УЭЦН российского производства необходимо рассмотреть также отказы, связанные с падением УЭЦН при работе или спуско-подъемных операциях - так называемые "полеты". Этот вид отказов составляет не более 3-4% от общего числа отказов, но устранение их последствий приводит к большим материальным затратам.

"Полеты" УЭЦН западных фирм при эксплуатации на нефтяных месторождениях России практически не происходят.

Несмотря на достаточно большое количество исследований, связанных с "полетами", проведенными в последние 10 лет, эта проблема еще далека от решения. В настоящее время можно считать установленным, что полеты в основном связаны с вибрацией, вызванной как износом пар трения насоса, так и конструктивными особенностями УЭЦН. Исследования на испытательных стендах УЭЦН российского производства показали, что они по своей конструкции более подвержены вибрации, чем УЭЦН западных фирм.

Показатели надежности УЭЦН различных типов значительно отличаются друг от друга. При этом различия определяются главным образом условиями эксплуатации.

Так, УЭЦН-50 имеют наименьшую наработку по сравнению с другими типами, так как эксплуатируются на малодебитных скважинах, где велика вероятность срыва подачи откачиваемой пластовой жидкости. Наибольшую наработку имеют УЭЦН-80, эксплуатирующиеся на высокодебитных скважинах. В то же время установки очень высокой производительности, например, УЭЦН-250 имеют значительно меньшую наработку, чем УЭЦН-80. Это можно объяснить тем, что со значительным увеличением производительности установки растет и вероятность срыва подачи откачиваемой жидкости.. Кроме того, в УЭЦН-250 используются два последовательно соединенных ПЭД- 90, что увеличивает вероятность отказов УЭЦН.

Большое значение имеет соблюдение технологий добычи нефти и качество подготовки скважин. Иногда показатели надежности однотипных установок при сравнимых условиях эксплуатации в различных компаниях заметно различаются. Так, наработка УЭЦН-50 в ОАО "Сургутнефтегаз" составляет 350 суток, а в ОАО "Нижневартовскнефтегаз" - 250 суток.

При отказе УЭЦН затраты на спуско-подъемные операции и последующий ремонт практически достигают стоимости новых установок. Рассматривая УЭЦН как систему последовательно соединенных элементов кабель - погружной электродвигатель (ПЭД) - нефтенасос, необходимо отметить, что для повышения надежности установки в целом нужно увеличивать надежность всех ее элементов. Усовершенствование только одного-двух элементов системы не приводит к желаемому результату, а только повышает стоимость оборудования.

Так, в последние 5-6 лет е связи в основном с усовершенствованием технологии бронирования кабелей и некоторым повышением культуры эксплуатации установок наблюдается увеличение наработки кабелей марки КПБК в рассматриваемом регионе от 300 до 450 суток. Однако из-за отсутствия повышения надежности остальных элементов УЭЦН не происходит адекватного увеличения сроков наработки на отказ всей установки.

Или другой пример. В 1986- 1990 годах на нефтяных месторождениях "Нижневартовскнефтегаза", "Сургутнефтегаза" и "Юганскнефтегаза" эксплуатировалась большая партия УЭЦН с теплостойкими удлинителями типа КФСБ и др., разработанными АО "ВНИИКП" (Москва). Эти удлинители по своим эксплуатационным характеристикам не уступают теплостойким кабелям западных фирм. Однако их использование не приводит к значительному повышению надежности УЭЦН, для которого необходимо также усовершенствование системы автоматической защиты от срыва подачи откачиваемой пластовой жидкости и повышение надежности остальных элементов УЭЦН.

Выбор конкретного производителя и приобретение УЭЦН нефтяниками осуществляется в настоящее время главным образом в результате проведения тендеров. Основными критериями при выборе УЭЦН являются цена и доступность необходимых запасных частей к ним.

Исходя из соотношения наработки и цены УЭЦН российских заводов можно рассматривать как достаточно конкурентоспособные в сравнении с установками западных фирм, за исключением устойчивости к "полетам". Высокие таможенные пошлины на ввозимые западные установки и запасные части зачастую определяют сегодня преобладание закупок насосов отечественного производства.

В 1996-1997 годах ОАО "Когалымнефтегаз" и ".Лангепаснефтегаз" приобретали в основном УЭЦН производства завода "АЛ- НАС", ОАО "Сургутнефтегаз" приобретало в этот период УЭЦН производства ООО "Привод-ПЗУ" (г. Лысьва) и Лебедянского завода, АО "Юганскнефтегаз" в последние несколько лет приобретает УЭЦН также производства предприятия "Привод-ПЗУ".

Кроме того, если УЭЦН российских заводов после технических усовершенствований могут приближаться по надежности к УЭЦН западных фирм (при наличии экономической целесообразности этих усовершенствований), то дальнейшее увеличение надежности импортных УЭЦН возможно только при снижении концентрации механических примесей и солей в скважинной жидкости, что является достаточно сложной проблемой для нефтяных месторождений Западной Сибири.

Экономическая целесообразность выпуска усовершенствованных УЭЦН российского производства, приближающихся по наработке к УЭЦН западных фирм, должна определяться соотношением цен между ними и дополнительными расходами на ремонт скважин.

Сегодня соотношение времени наработки на отказ УЭЦН российского и западного производства на месторождениях Западной Сибири составляет 1:2, однако соотношение цен на данное оборудование составляет 1:8. Это, как правило, и определяет выбор нефтяников.