Применение в скважинах бесштанговых насосов

Применение в скважинах бесштанговых насосов

Содержание

1. Введение. Применение УЭЦН. Преимущества и недостатки бесштанговых насосов

2. Технологическая часть

2.1 Принцип действия УЭЦН

2.2 Наземное оборудование УЭЦН: устьевое оборудование, трансформатор, ШГС

2.3 Автоматизация УЭЦН

3. Обслуживание УЭЦН

4. Охрана труда. Техника безопасности при различных способах эксплуатации скважин

5. Экономическая часть. Рентабельность предприятия

1. Введение. Применение УЭЦН. Преимущества и недостатки бесштанговых насосов

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.

2. Технологическая часть

2.1 Принцип действия УЭЦН

Установка электробежного насоса предназначена для отбора пластовой жидкости:

1) с максимальным содержанием твердых частиц 0,01%;

2) с максимальной обводненностью 99%;

3) с максимальным объемным содержанием свободного газа на приеме насоса 25%;

4) с максимальным содержанием сероводорода 0,01 грамм на 1 литр.

В УЭЦН входят: наземное и подземное оборудование.

В подземное оборудование входят:

- сборка электроцентробежного агрегата;

- колонна насосных труб и кабель.

Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора.

ПЭД с протектором и последний с насосом соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплутационной колонной и электродвигателем через фильтр – сетку.

Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами). Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой трубе кабель крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого.

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора.

Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД.

При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам. Трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

Рис. 1. 1 – двигатель; 2 – кабель; 3 – гидрозащита; 4 – насос ЭЦН 5,6 – обратный и сливной клапаны; 7 – устьевое оборудование; 8 – автотрансформатор; 9 – станция управления; 10 – НКТ; 11 – модуль всасывающий.

2.2 Наземное оборудование УЭЦН: устьевое оборудование, трансформатор, ШГС

Это оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

В оборудовании устья типа ОУ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство.

Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок.

Подъемные трубы подвешены на конусе, Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными.

В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.

Оборудование унифицировано с серийно выпускаемой фонтанной арматурой с проходными пробковыми кранами.

Техническая характеристика приведена ниже.

Рабочее давление, МПа:

в арматуре 14

при остановившемся станке-качалке 14

при работающем станке-качалке 4

Запорное устройство ствола и боковых отводов Кран пробковый проходной типа КПСС

Рабочая среда Некоррозионная

Габаритные размеры, мм 2100*430*996

Масса, кг 450

Оборудование ОУГ-65Х21

Предназначено для герметизации устья нефтяных скважин, оснащенных гидроприводными насосами.

Применяется в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Оборудование ОУГ-65Х21 (рис.2) обеспечивает подвеску лифтовых труб, проведение ряда технологических операций с целью спуска и извлечения гидропоршневого насоса, а также проведение ремонтных исследовательских и профилактических работ.

Рис, 2. Оборудование устьевое ОУГ-65Х21: 1— сливной вентиль; 2 — задвижка; 3 — тройник; 4 — переводной фланец; 5 — вентиль ВК.-3; 6 — крестовик; 7 — промежуточный фланец.

Схема устьевого оборудования 1. колонная головка, 2. трубная подвеска, 3. резиновое уплотнение, 4. Пояс, 5. Задвижка, 6.патрубок с фланцем, 7. затрубное пространство, 8. Кабель, 9. эксплуатационная колонна, 10. НКТ

Трансформатор

У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.

Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.

На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.

На крышке бака смонтирован:

привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);

ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;

расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;

металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла.

Станция управления ШГС

Комплексное устройство, или станция управления ШГС 5805 предназначена для управления УЭЦН мощностью до 100 кВт. а комплексное устройство КУПНА — для установок с электродвигателями мощностью свыше 100 кВт.

Станция управления ШГС 5805 располагается в металлическом шкафу, в котором размещено электрооборудование, обеспечивающее защиту электродвигателя и насоса от различных неполадок.

Например: отключение ПЭД, защита при падении напряжения в сети, или при повышении напряжения выше номинального.

Оператор по добыче нефти производит включение или отключение установки, а также контроль за работой установки по сигнальным лампам и по КИП на передней панели ШГС.

Рис. 3. Передняя панель шкафа ШГС

Амперметр

Омметр

Вольтметр

Автоматическая защита розетки

Лампочки сигнализирующие:

о перегрузке

о недогрузке

о падении давления

о перегрузке двигателя

Автоматическая блокировка управления

Розетка

Кнопка «Пуск», «Стоп»

Переключение управления

2.3 Автоматизация УЭЦН

Скважина, эксплуатируемая с помощью ЭЦН, оснащается станцией управления ШГС и электроконтактным манометром. Устройство обеспечивает:

включение и отключение электродвигателя;

дистанционное управление ПЭД от программного устройства;

работу ПЭД насосной установки в режиме «ручной» и «автоматический»;

автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 -2,5+2,5 до 60 -+ 6 минут, при подаче напряжения питания;

станция не включает электродвигатель, если напряжение питания сети будет подаваться с изменением фаз;

двигатель не включается, если напряжение сети больше 420 В, при перегрузке любой из фаз. Отключает электродвигатель при отключении напряжения питания сети выше 10 % или 15% от номинального, если это отключение приводит к допустимой перегрузке по току с автоматическим повторным включением электродвигателя после восстановления напряжения;

включение электродвигателя при нагрузке с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 секунд;

автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защиты от перегрузки с выдержкой времени от 3 -2,2+2,6 до 1200-+120 минут;

выбор режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от перегрузки или без автоматического повторного включения;

выбор режима работы защиты от турбинного вращения двигателя или без защиты;

отключение электродвигателя при .снижении напряжения питающей сети ниже 0,75 В от номинального;

отключение электродвигателя в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам ЭКМ;

непрерывный контроль сопротивления изоляции системы ПЭД - кабель с отключением электродвигателя при снижении сопротивления изоляции ниже 30- = кОм;

контроль тока в сети электродвигателя и контроль питания сети;

возможность регистрации тока электродвигателя регистрирующим амперметром;

имеет наружную световую сигнализацию об аварийном отключении;

отключение с помощью штепсельного разъема переносных токоприемников с током фазы не более 60 А;

подключение с помощью розетки в напряжении 220 В геофизических приборов с током до 60 А.

3. Обслуживание УЭЦН

Во время эксплуатации УЭЦН необходимо вести систематический контроль за состоянием всех электрических приборов, аппаратов и наземного оборудования.

Контроль за состоянием электрооборудования ЭЦН, а также за работоспособностью ЭЦН осуществляется специалистом по обслуживанию таких установок. В межремонтный период работы установки производится профилактический осмотр не реже чем через три месяца. При производстве профилактических работ осуществляется:

-проверки состояния и подтяжка болтовых соединений, обращая особое внимание на затяжку болтовых соединений токоведущих цепей, так как искрение и нагрев при слабой затяжке могут вызвать перебой в работе блока управления;

-проверка целостности и очистка всех изоляционных деталей;

-зачистка контактных поверхностей, не имеющих гальванопокрытия протираются бензином с последующей смазкой техническим вазелином.

После производства профилактических работ необходимо проверить функционирование защитных цепей установки.

Ежедневный осмотр за работоспособностью установки ЭЦН производится оператором по добыче нефти и газа.

При этом оператор по добыче должен:

произвести внешний осмотр УЭЦН, на целостность всех входящих в него оборудований (токопроводящего кабеля, станции управления питающего трансформатора);

снимаются показания приборов на панели управления. ШГС (нагрузка по показанию амперметра, напряжение в питающей сети, сопротивление изоляции, срабатывание элементов защиты), все изменения параметров по этим контрольным приборам передаются специалисту по обслуживанию ЭЦН и диспетчеру. Своевременное принятие соответствующих мер по устранению этих неисправностей позволяет увеличить межремонтный ресурс работы ЭЦН;

- контроль за работой установки путем опрессовки, когда преднамеренно поднимается давление. При исправной работе ЭЦН в зависимости от типа установки, при правильной фазировке поднятия давления до определенного давления производится за определенный промежуток времени. Контроль за работой ЭЦН можно также осуществлять путем снятия замеров - это один из главных факторов стабильной работы ЭЦН.

По изменению нагрузки можно судить о запарафиненности труб НКТ или же об уменьшении КПД насоса из-за попадания песка через сетчатый фильтр, уменьшение нагрузки - первый признак негерметичности в трубах НКТ или пропуска части жидкости через перепускной клапан устьевой арматуры. Комплексный подход при анализе изменения нагрузки, нестабильности дебита, прослеживание динамического и статических уровней позволяет своевременно планировать вид ремонтных работ.

При уменьшении динамического уровня с работающей установкой до минимальных критических значений производится переключение работы ЭЦН на соответствующий режим, поддерживающий безопасный для работы ЭЦН динамический уровень. Оператор по добыче нефти и газа также должен знать основные характеристики обслуживаемых ЭЦН, уметь производить пуск и остановку установки.

4. Охрана труда. Техника безопасности при различных способах эксплуатации скважин

Эксплуатация скважин штанговыми насосами.

устье скважин оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации истока.

Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного истока, при наличии давления в скважине замер устьевого давления и температуры.

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станка-качалки, вблизи пускового устройства на видном месте должен быть укреплен плакат с надписью «Внимание! Пуск автоматически.»

Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства, должны быть окрашены и иметь ограждения.

Системы замера дебита, пуска-остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Станки-качалки должны быть установлены так, чтобы исключить соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.

Для обслуживания тормоза станка-качалки устанавливается площадка с ограждением.

Кондуктор должен быть связан с рамой станка – качалки не менее чем двумя заземляющими проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2,толщина стенок угловой стали не менее 4 мм. Диаметр круглых заземлителей – 10 мм, заземляющие и проводники должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5м.

Эксплуатация скважины ЭЦН и ЭВН насосами

1. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой, обеспечивающий герметизацию трубного и затрубного пространства, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

2. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках – опорах.

3. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования, электрических насосов, осмотр, ремонт и их накладку должен проводить электротехнический персонал.

4. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или специальной канатной подвески.

5. Кабель, пропущенный через ролик, при СПО не должен касаться элементов, конструкций грузоподъемных механизмов и земли.

6. Скорость пуска (подъема) погруженного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.

7. Ствол скважины, в который погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проведен шаблон.

Безопасность труда при извлечении из скважины установки ЭЦН висящий на кабеле КРБП (КРБК).

Общие требования:

Подъем установки ЭЦН на кабель производится под руководством мастера.

До начала работ члены вахты должны пройти дополнительный инструктаж.

Мастер бригады обязан: ознакомиться с характером работ, подобрать соответствующее оборудование и инструмент, внести непрерывный контроль за подъемом ЭЦН из скважины.

5. Экономическая часть. Рентабельность предприятия

Рентабельность - один из обобщенных показателей экономической эффективности хозяйственной деятельности предприятия за определенный период времени.

Реализуя продукцию предприятия возмещают затраты и образуют накопления. Эти накопления подразделяются на прибыль и налог с оборота.

Прибыль - это разность между выручкой от реализации продукции по оптовым ценам предприятия (без налога с оборота) и ее полной себестоимости.

Однако показатель себестоимости абсолютного размера прибыли недостаточен для оценки эффективности работы предприятия.

Наиболее полную хозрасчетную деятельность предприятия характеризует рентабельность. Рентабельность как отношение прибыли к производственным фондам и выступает как один из основных показателей эффективности производства. Она характеризует прибыль, приходящуюся на единицу производственных фондов. При оценке рентабельности используют следующие ее показатели.

Народнохозяйственная рентабельность - отношение балансовой прибыли и налога с оборота к среднегодовой стоимости основных оборотных средств. На предприятиях нефтедобывающей промышленности, реализирующих нефть и газ по оптовым ценам предприятий (без налога с оборота) весь чистый доход выступает в форме прибыли.

Общая рентабельность Ро - это отношение балансовой прибыли предприятия к среднегодовой стоимости основных производственных фондов и нормируемых оборотных средств:

Р0=П*100/Д*0;где

II - балансовая прибыль

Д - среднегодовая стоимость основных производственных фондов

О - среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств.

Этот показатель характеризует эффективность использования производственных фондов. При начислении рентабельности под основными производственными фондами понимают все основные фонды промышленного значения и других отраслей хозяйства, находящихся в эксплуатации, резерве, консервации и в запасе.

Для повышения рентабельности необходимо использовать все ее источники и факторы.

Источники или резервы повышения рентабельности можно объединить в следующие группы:

увеличение объема реализации продукции;

снижение себестоимости реализуемой продукции:

улучшение использования основных производственных фондов;

ускорение оборачиваемости оборотных средств;

сохранение качества нефти;

устранение внереализационных потерь.

Увеличение объема реализуемой продукции может быть осуществлено при данных основных фондах либо при их изменении (увеличение или уменьшение). Каждый из этих случаев обозначают изменение фондоемкости и отличается особенностями изменения рентабельности. К изменению размера прибыли и уровня рентабельности ведут также сдвиги в структуре объема производства и реализации.

Они выражаются в изменении соотношений:

1) между размерами добычи нефти и газа по отдельным районам, месторождениям и залежам;

между объемами добычи нефти и газа;

между объемами добычи нефти разными способами эксплуатации.

Снижение себестоимости добычи нефти и газа - крупный источник увеличения прибыли и повышение рентабельности.

Ускорение оборачиваемости оборотных средств заключает существенные резервы повышения рентабельности нефтедобывающих предприятий, они связаны с сокращением размера производственных запасов, реализации излишних товароматериальных ценностей, ускорением производственного цикла, общим совершенствованием материально-технического снабжения. Устранение внереализационных потерь способствует повышению рентабельности. Наиболее значительными из них являются убытки от ликвидации не полностью амортизированных основных средств и их стихийных бедствий.

Резервы повышения рентабельности по времени их возможного использования подразделяются на текущие и перспективные.

Текущие резервы это резервы, использование которых предусмотрено планом повышения эффективности производства. Они связаны с ликвидацией различных непроизводственных затрат.

Перспективные резервы, предусматриваемые в перспективном плановом периоде и связанные с осуществлением мероприятий по научно-техническому прогрессу и совершенствование форм организации производством и труда, не учтенных текущим планом.

Факторы влияния на изменение уровня рентабельности, можно подразделять на четыре группы:

природные и экономике - территориальные условия

народнохозяйственные факторы

отраслевые факторы

внутрипроизводственные факторы.

Народнохозяйственные факторы - создание новых нефтедобывающих центров, ввод новых месторождений, внедрение научно-технических достижений, изменение условий оплаты труда оптовых цен, тарифов.

Отраслевые факторы это построение рациональной сети нефтегазодобывающих предприятий, изменение в размещении нефтедобычи, комплексное планирование развития районов.

Внутрипроизводственные факторы - совершенствование технологии нефтедобычи, техники нефтедобычи, совершенствования организации производства и труда.