автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Обеспечение безопасности эксплуатации нефтегазодобывающего оборудования на основе использования информационно-измерительных систем

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УРОВНЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Методы контроля и диагностики эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования.

1.2. Использование систем автоматизированного сбора информации для контроля и измерения характеристик надежности технологического оборудования нефтяных промыслов.

1.2.1. Основные параметры, измеряемые информационно-измерительными системами.

1.2.2. Обзор возможностей современных информационно-измерительных систем.

1.2.3. Энергосберегающие функции информационно-измерительных систем.

1.3. Методы моделирования процессов и параметров надежности в нефтедобыче.

ГЛАВА 2.КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ.

2.1. Разработка и адаптация к условиям эксплуатации нефтепромыслового оборудования информационно-измерительной системы «СКАТ95».

2.2. Статистические исследования показателей надежности на основе баз данных «СКАТ-95».

2.3. Интегральная оценка технического состояния фонда добывающих скважин в пределах единичного месторождения.

2.4. Контроль изменения технического состояния оборудования при разработке нефтяных месторождений.

ГЛАВА 3. РАЗРАБ0Т1СА МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОТКАЗОВ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ДАННЫМ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ

СИСТЕМ.

3.1. Разработка рекомендаций по выбору структуры моделей, обеспечиваюпдих прогнозирование отказов технологического оборудования нефтяных месторождений.

3.2. Прогнозирование отказов технологического оборудования на основе анализа временных рядов дебитов эксплуатационных скважин.

3.3. Распознавание предаварийных состояний насосно-силового оборудования на основе использования методов теории детерминированного хаоса.

ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1. Определение оптимальньж сроков проведения предупредительных замен и ремонтов подземного оборудования.

4.2. Минимизация финансового ущерба нефтегазодобывающего предприятия при отказах и замене оборудования.

4.3. Оптимизация размещения объектов нефтедобывающих предприятий с учетом показателей надежности эксплуатации технологического оборудования.

Одним из главных резервов обеспечения промышленной безопасности нефтегазодобывающих предприятий является повышение надёжности эксплуатации технологического и энергетического оборудования, которое возможно лишь при наличии достоверной и представительной информации об его техническом состоянии. Единственным способом её получения является внедрение информационно-измерительных систем (ИИС) нового поколения.

Это объясняется тем, что существующие системы телемеханики действительно помогают облегчить контроль над техническим состоянием оборудования и трубопроводных коммуникаций нефтяных месторождений. Но в большинстве случаев они ориентированы на решение локальных задач и мало чем отличаются от ранних образцов телемеханики в виде некоторого набора средств контроля технических производств нефтегазодобычи.

Решение главной задачи повышения надёжности эксплуатации оборудования, прежде всего, может быть получено на основании всеобъемлющего сбора и обработки информации о технических и технологических параметрах работы каждой скважины.

В связи с этим особое значение приобретают исследования, направленные на обнаружение и диагностирование неполадок в процессах нефтедобычи на основании системного анализа баз данных ИИС.

Кроме повышения надёжности эксплуатации оборудования эти исследования позволят обеспечить и рост рентабельности предприятий за счёт определения оптимальных сроков начала проведения ремонтных работ, позволяющих минимизировать убытки от техногенных аварий и вынужденного простоя нефтегазодобывающих скважин.

Целью диссертационной работы является разработка мероприятий по повышению надёжности и долговечности эксплуатации нефтедобывающего оборудования обеспечивающего промышленную безопасность нефтяных месторождений, путём диагностирования и прогнозирования изменения его технического состояния на основе использования информационно-измерительных систем.

В работе решались следующие основные задачи:

1. Создание информационно-измерительной системы контроля, управления, сигнализации и противопожарной защиты технологических процессов эксплуатации трубопроводных систем и технологического оборудования нефтяных месторождений, функционирующей в режиме реального времени.

2. Диагностирование и обнаружение дефектов погружного оборудования нефтяных промыслов на основе ретроспективного анализа информационных баз данных по отказам оборудования в целях обеспечения безопасности процессов нефтедобычи.

3. Разработка методов оценки остаточного ресурса технологического оборудования нефтяных месторождений, обеспечивающих промышленную безопасность нефтедобычи.

4. Создание рекомендаций по определению оптимальных сроков проведения ремонтно-восстановительных работ на добывающих скважинах, позволяющих повысить уровень промышленной безопасности нефтепромыслов и минимизировать финансовый ущерб в результате их вынужденного простоя.

5. Разработка стратегий взаимоотношений с энергоснабжающими организациями во время проведения ремонтов насосно-силового оборудования для повышения надежности, энергоснабжения нефтепромыслов.

6. Разработка методов расчета энергетических характеристик трансформаторных подстанций нефтяных месторождений обеспечивающих промышленную безопасность эксплуатации погружного оборудования.

При решении поставленных задач использовались вероятностно-статистические методы, элементы теории детерминированного хаоса, метод структурной минимизации эмпирического риска. Для подтверждения выводов и реализации предложенных в диссертационной работе методов и алгоритмов использовалась промышленная информация, полученная информационно-измерительной системой «СКАТ-95» на нефтяных месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачинефтегаз».

В работе получены следующие новые результаты:

1. Определена частота опроса первичных датчиков информационно-измерительной системы контроля, управления, сигнализации и противопожарной защиты «СКАТ-95», что позволило минимизировать время обнаружения отказов технологических трубопроводов и насосного оборудования нефтяных месторождений.

2. Разработан метод раннего диагностирования неисправностей в работе насосно-силового оборудования на основе ретроспективного анализа динамики изменения технологических показаний эксплуатации скважин.

3. Разработан комплекс методов прогнозирования сроков наступления отказов в работе нефтедобывающего оборудования обеспечивающего промышленную безопасность процессов нефтедобычи.

4. Предложена методика оптимального планирования сроков проведения ремонтов дефектного оборудования, позволяющая минимизировать убытки предприятия без уменьшения уровня его промышленной безопасности.

5. Разработана методика определения энергетических характеристик трансформаторных подстанций и линий электропередач, обеспечивающих промышленную безопасность эксплуатации погружного оборудования и минимизирующая энергопотери.

На защиту выносятся результаты научных разработок в области создания методов повышения надежности эксплуатации нефтедобывающего оборудования на основе использования информационно-вычислительных систем.

Разработанная информационно-измерительная система «СКАТ» и методика прогнозирования времени наработки на отказ насосно-силового оборудования внедрены в ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз»,

ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачинефтегаз». Применение вышеуказанных системы и методики позволило повысить надежность работы нефтегазодобываюш;его оборудования на 15 - 20 %, оптимизировать количество измеряемых параметров работы насосного и силового оборудования, что позволило повысить оперативность принимаемых решений инженерно-техническими службами.

Оснащение нефтедобывающих скважин оборудованных ШГН динамометрированием и применение методик обработки баз данных позволяет вести непрерывный контроль за состоянием надежности работы насосов. Основные результаты работы докладывались на следующих семинарах, научно-технических советах и конгрессах:

- Всероссийской конференции «Скорейшее внедрение научно-технических разработок вузов» в промышленность г. Чапаевска, г. Чапаевск, 1999г.;

- Научно-технических советах ТПП «Когалымнефтегаз» (1998-2000гг.), ТПП «Покачи нефтегаз» (1998-2000гг.), ТПП «Урайнефтегаз» (1998-2000гг.), СП «Ватойл» (1998-2000ГГ.);

- Межрегиональной научно-технической конференции, Уфа, УГНТУ, 2000г.;

- НТС ОАО «Газпром», Москва, ОАО «Газпром», 14-16 ноября 2000г.;

- III конгрессе нефтепромышленников России, Уфа, май, 2001г.;

- XXIV Всесоюзной школе-семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добьии, сбора, подготовки транспорта и переработки нефти и газа, Уфа, ИПТЭР, 2001г.

По теме диссертационной работы автором опубликовано 9 печатных работ: 7 статей и 2 тезиса-доклада на Межрегиональной научно-методической конференции.

Первая глава диссертации посвящена изучению современного состояния проблемы использования информационно измерительных систем для повышения уровня промышленной безопасности разработки нефтяных месторождений.

Обзор работ, посвященных расчету показателей надежности и разработке методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных промыслов показывает, что для этих целей требуется большой объем достоверной информации как по режимам работы оборудования, так и по статистике отказов, замен, движения фонда скважин и т.п. Измерение, запись и обработка большого объема информации стала возможной после внедрения автоматизированных систем сбора и обработки нефтепромысловых данных.

Интенсивное внедрение средства автоматики в нефтедобычу началось несколько десятилетий назад и связано с работами Т.М.Алиева, A.M. Мелик-Шахназарова, А. А.Тер-Хачатурова и других исследователей. В настоящее время разработано и принято в эксплуатацию большое число ИИС, в создании которых принимали участие C.B. Костюченко, А.Ф. Тузовский, С.Б.Пугачев, Н. Николаев, B.C. Ивановский, В.Д. Дарищев, В.И. Каштанов, А.Р. Сабиров, С.Г. Пекин, М.М. Волобуев, А.Н. Терпелюк и многие другие.

Наибольший интерес представляют разработки ГАНГ им. И.М.Губкина, Кибернетического центра Томского политехнического университета, ИИС "СИАМ" (г. Томск), фирмы "КВАНТОР", ИИС «ЭПОС» ОАО «Юганскнефтегаз», ИИС «НАСОС» НГДУ "Бузулукнефть", внедрения фирмы Sterling Group в объединении "Славнефть-Мегионнефтегаз" и другие.

Обобщение опыта эксплуатации ИИС на различных нефтяных месторождениях показывает, что их использование позволяет успешно решать такие задачи обеспечения безопасности эксплуатации месторождений, как:

- увеличить добычу нефти (за счет уменьшения времени простоя кустов скважин из-за аварийных отключений электроэнергии) и оптимизировать работу оперативно-выездных бригад при проведении планово-предупредительных мероприятий и ликвидации последствий аварий;

- упростить анализ аварийных ситуаций и повысить ответственность диспетчеров ПУ за своевременность принятия решений.

В третьем разделе первой главы рассмотрены методы моделирования процессов и параметров надежности в нефтедобыче, которые позволяют проводить оценку времени безотказной работы оборудования, определять виды возникающих дефектов и прогнозировать динамику важнейших характеристик, влияющих на безопасность и эффективность эксплуатации нефтепромысла.

Методы математической статистики, являющиеся классическими в теории надежности, применительно к задачам нефтедобычи разрабатывались Р.Я. Кучумовым, В.П. Фроловым, Ю.П. Пчелинцевым и другими авторами.

В работе показано, что в последнее время все более широкое применение в диагностике технического состояния сложных систем находят методы теории динамического хаоса, разрабатываемые И.Р. Байковым с сотрудниками. В работах этих авторов отмечаются проявления в нефтедобыче процессов, характерных для систем со свойствами самоорганизации.

Наиболее существенный вклад в разработку математических моделей нефтедобычи внесла школа академика А.Х. Мирзаджанзаде. В работах этой школы рассмотрены теоретические аспекты применения фрактальных характеристик систем нефтедобычи для контроля и управления технологическими процессами, а также предложен ряд методов решения обратных задач нефтепромысловых систем.

Повышение уровня эксплуатационной безопасности и надежности нефтедобывающих комплексов подразумевает проведение и оптимизационных мероприятий - например, оптимизацию графиков планово-предупредительных ремонтов или территориального размещения объектов.

Наиболее эффективно такие задачи решаются методами бурно развивающейся науки, основанной на применений современных разделов математики и тесно связанной с кибернетикой, теорией автоматического управления, экономикой и рядом других наук, и получившей название «исследование операций», разработка методов которой проводилась В.Н. Вапником, Дж.Моудером, С.Элмаграби, Е.С. Вентцель и другими.

К методам исследований операций можно отнести и другую группу методов получения решений, близких к оптимальному. Они носят название теории игр, или теоретико-игровые методы. Их разработка связана с именами H.H. Воробьева, Э. Мулена.

Широкое внедрение ИИС на нефтепромыслах позволяет создавать обширные массивы временных рядов измерений текущих параметров эксплуатации - дебитов скважин, расходов и давлений закачиваемой в пласт воды, потребления электрической энергии и т.д.

Методы обработки временных рядов в настоящее время хорошо разработаны и широко применяются как для целей прогнозирования, так и в диагностике технического состояния оборудования нефтепромыслов. В заключении первой главы рассмотрены возможности применения таких методов, как: спектральный анализ, метод порядковых статистик, метод авторегрессии, построение предикторных моделей, нейросетевых методов, программная реализация метода анализа главных компонент (АГК) и др.

На основании проведенного в первой главе анализа современного состояния надежности и эксплуатационной безопасности объектов нефтяных промыслов, делаются выводы о необходимости увеличения достоверности информации, получаемой с помощью ИИС, и дальнейшей разработки методов и алгоритмов обработки соответствующих баз данных.

Вторая глава посвящена вопросам технического контроля показателей надёжности технологического оборудования нефтяных месторождений на основе анализа баз данных информационно измерительных систем.

В первом разделе главы описаны основополагающие принципы, положенные в основу созданной и внедренной ИИС «СКАТ - 95».

Созданная система включает в себя базу данных, в которой хранятся результаты измерений технологических параметров эксплуатации за весь период разработки месторождения.

В разработанной ИИС предусмотрено использование адаптивного выбора интервала времени измерения технологических параметров индивидуально для каждой скважины, что позволяет отслеживать все ее индивидуальные характеристики. Главным критерием выбора оптимальной частоты опроса при этом является максимальная точность измерения.

Во втором разделе главы представлены результаты статистического анализа базы данных по отказам на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» за временной интервал в 5 лет. База данных ИИС за этот период охватывала более 1000 отказов.

Проведенные исследования позволили выявить основные статистические закономерности изменения показателей надежности эксплуатации технологического оборудования и количественно оценить параметры этих закономерностей.

В частности, оказалось, что за последние 5 лет на месторождениях Западной Сибири наблюдается явная тенденция как к увеличению межремонтного периода насосного оборудования (до 20%), так и к сокращению времени ожидания ремонта (с 300 до 10 суток).

Однако простой статистический анализ, даже охватывающий динамику изменения показателей надежности всех скважин месторождения, не решает проблему интегральной оценки уровня технического состояния нефтяного промысла, рассматриваемого как единый объект.

В третьем разделе главы предлагается новый подход к получению комплексной оценки технического состояния некоторой совокупности скважин, основанный на использовании коэффициента Джини (КА). Его главной особенностью является то, что он позволяет количественно оценивать вклад единичных составляющих в получение результирующего продукта по всей системе в целом.

Использование предложенного подхода предполагает, что развивающиеся во времени дефекты оборудования коррелируют с дебитом скважины и прогрессирующий дефект уменьшает добычу жидкости. Это подтверждает тот факт, что лишь два таких фактора, как износ и старение рабочих органов насосов и их медленное засорение, являются причиной 60 % общего числа отказов.

Показано, что интенсивность выполнения ремонтно-профилактических работ насосно-силового оборудования должна обеспечивать поддержание коэффициента Джини в пределах 0,35. 0,45, что позволяет решать компромиссную задачу поддержания разумного уровня безопасности объекта и увеличения рентабельности предприятия.

Проведенные далее исследования позволили сделать вывод о том, что наиболее слабым звеном в обш;ей структуре эксплуатирующегося оборудования месторождений являются штанговые глубинные насосы (ШГН). Для них величина в 1,5. 1,8 раза превышает аналогичный показатель, полученный для электроцентробежных насосов (ЭЦП). В связи с этим в четвертом разделе второй главы решается задача прогнозирования времени наступления отказа ШГН, рассматриваемого простейший элемент в иерархии дерева отказов нефтяного месторождения в целом.

Обработка статистики отказов ШГН показала, что наиболее информативным параметром, характеризующим степень развития прогрессирующего дефекта, является динамограмма насоса, снимаемая ИИС с частотой два раза в сутки.

Предварительный анализ динамограмм показал, что их вариабельность весьма велика, что затрудняет использование традиционных детерминированных методов прогноза. В работе для прогноза изменения технического состояния ШГН предлагается использовать метод безэталонного оценивания показателей их надежности, требующий вместо процедуры сравнения текущей динамограммы с эталонной (которая, как правило, отсутствует) проводить процедуру упорядочивания выборки из множества объектов. При этом предполагается, что на основании базы данных ИИС можно построить законы распределения анализируемых параметров и вычислить статистику Кендэла второго порядка - Кг.

Проведенные исследования показали, что критическим значением статистики Кендэла является величина К2=0,5, соответствующая пороговому уровню технической безопасности данного оборудования. в третьей главе рассматриваются методы прогнозирования изменения уровня безопасности эксплуатации объектов нефтяных месторождений на основе ретроспективного анализа баз данных ИИС об аварийных отказах оборудования.

Основной задачей всех используемых в настоящее время методов прогноза времени наступления отказа является необходимость построения временной прогностической функции той или иной степени сложности. Степень сложности модели в общем слзЛае зависит не только от самого параметра, характеризующего изменение технического состояния (дебит, приемистость скважины, изменение энергопотребления и пр.), но и от уровня шумовой составляющей измерений и объема выборки.

В первом разделе третьей главы предлагается метод определения оптимальной степени сложности прогностической модели. В качестве этого метода предлагается использовать метод структурной минимизации среднего риска (СМСР), который позволяет строить прогностические модели оптимальной сложности даже по информации с высоким уровнем пхума. В качестве критерия предпочтения той или иной модели в нем используется функционал эмпирического риска, структура которого была разработана В.Н.Вапником.

В работе проведена апробация предлагаемой методики для прогнозирования развития основных дефектов оборудования, которая показала, что увеличение точности прогноза при ее применении достигает 10. .30 %.

Предлагаемый метод выбора прогностической модели оптимальной степени сложности имеет тот недостаток, что априорно предполагается, что класс функций, в котором оцениваются эти модели, определен. В реальных же условиях выбор того или иного класса функций сам по себе является весьма сложной, а порой неразрешимой задачей. Поэтому во второй части третьей главы предлагается строить модели прогноза отказов на основе метода авторегрессии.

Далее в работе приводятся практические примеры реализации этого метода на примере прогноза отказов насосно-силового оборудования ООО «Лукойл - Западная Сибирь». Результаты его использования показывают, что точность прогноза времени наступления отказов удовлетворительна только на несколько шагов по времени. При долгосрочном прогнозировании точность существенно падает.

Поэтому в этом же разделе диссертации предлагается паллиативный метод прогноза, получивший название «Гусеница». В нем возможность интерпретации результатов появляется за счет участия в процедуре прогноза лица, принимающего решение (ЛПР), о достаточности точности прогноза. В его основе лежит свободный от модели алгоритм, предназначенный для исследования структуры временных рядов. Этот метод совмещает в себе достоинства многих других алгоритмов, в частности, анализа Фурье и регрессионного анализа. Одновременно он отличается наглядностью и простотой в управлении.

Результатом применения метода является разложение временного ряда на простейшие элементы: медленные тренды, сезонные и другие периодические или колебательные составляющие, а также шумовые компоненты. Полученное разложение может служить основой прогнозирования как самого ряда, так и его отдельных составляющих.

В заключительном разделе третьей главы решается задача прогнозирования внезапных отказов, наступление которых не сопровождается заметными трендами эксплуатационных характеристик оборудования. Для прогнозирования подобных отказов в работе предлагается использовать методы теории детерминированного хаоса.

В основе предлагаемого в работе подхода к диагностированию кажущихся внезапными отказов лежит предположение о том, что переход сложной технической системы к хаотическому изменению режима служит признаком существования того или иного дефекта. В таком случае, по мере изменения уровня хаотичности временного сигнала должны меняться и его фрактальные характеристики, одной из которых является показатель Херста -Н. В работе определены критические значения показателя Н, соответствующие различным типам дефектов.

В заключении третьей главы проводятся исследования наличия корреляционной связи изменения показателя Н с изменениями технологических параметров (дебит, вариабельность дебита, обводненность нефти и пр.). Полученные результаты показали, что показатель Н является величиной, явным образом независящей от других эксплуатационных характеристик, и, следовательно, использование данного признака позволяет обнаруживать дефекты, недоступные традиционным методам.

Четвертая глава диссертации посвящена вопросам уменьшения финансовых убытков вследствие простоя добывающих скважин на время проведения аварийно-восстановительных работ и ремонтов оборудования.

В первом разделе четвертой главы решается задача определения оптимальных сроков проведения предупредительных замен и ремонтов нефтегазодобывающего оборудования. Проведение ремонтных работ непосредственно после обнаружения развивающегося дефекта нецелесообразно (если, конечно, он не угрожает человеческой жизни или может привести к экологической катастрофе), поскольку оборудование еще не полностью выработало ресурс и замена его новым требует значительных затрат. С другой стороны, эксплуатация оборудования с развивающимся дефектом, являющимся причиной падения дебита скважины, приводит к финансовым убыткам.

Во втором разделе четвертой главы решается задача определения величины договорного электропотребления, минимизирующей возможные штрафные санкции.

В условиях почти полной непредсказуемости таких аварий, как повреждение силового кабеля и приводного электродвигателя (ПЭД), отказ насосно-компрессорных труб (НКТ), обрыв колонны штанг и пр., в работе для научно-обоснованного выбора договорных величин электропотребления предлагается использовать теоретико-игровые методы. в диссертации разработаны алгоритмы выбора таких стратегий игры игрока, которые приносят нефтедобывающ,ему предприятию минимальный проигрыш (за точку отсчета принят нулевой объем штрафных санкций) при заведомо невыгодной игре. Алгоритмы основаны на критериях Вальда, Сэвиджа, Гурвица и критериях экспертных оценок.

Результаты проведенных исследований показали, что даже при полном отсутствии априорной информации о вероятностях изменений уровня удельных энергозатрат на единицу добычи нефти, предлагаемый метод позволяет ползАить целый ряд возможных решений, каждое из которых в определенном смысле оптимально.

Апробация полученных решений на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири показала, что применение игровых стратегий позволяет увеличить точность прогноза электропотребления на 15 - 20%, минимизируя тем самым штрафные санкции.

В заключительном разделе четвертой главы решается задача оптимального размепдения оборудования после проведения его восстановительного ремонта с учетом перераспределения рабочих нагрузок по мере освоения месторождения. Задача решается на примере оптимизации размещения трансформаторных подстанций (ТП) в пределах куста скважин с целью минимизации тепловых потерь в линиях электропередач и повышения надежности эксплуатации перегруженных потребителей электроэнергии.

Проведенные далее расчеты показали, что предлагаемый алгоритм позволяет уменьшать непроизводительные потери в линиях электропередач не менее, чем на 25 %, повышая тем самым надежность эксплуатации силового оборудования путем уменьшения нагрузки на него.

Автор выражает искреннюю благодарность канд. физ.-мат. наук, доценту Е.А.Смородову и канд. техн. наук, доценту Р.А.Исмакову за помощь и поддержку в работе над диссертацией.

ВЫВОДЫ и РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана и внедрена в практику эксплуатации нефтяных месторождений информационно-измерительная система «СКАТ 95», позволяюпдая контролировать основные параметры работы эксплуатационных и нагнетательных скважин в режиме реального времени. Предлагаемая ИИС позволяет производить обнаружение аварийных отказов трубопроводов и насосно-силового оборудования не позднее, чем через 0,5. 1,0 час. с момента аварии.

2. Предложена комплексная методика оценки уровня промышленной безопасности скважин и насосно-силового оборудования нефтяных месторождений, позволяющая диагностировать возникновение развивающихся дефектов и определять оптимальный фонд эксплуатационных скважин в целях минимизации убытков от простоя технологического оборудования во время его ремонта.

3. Разработана методика прогнозирования момента времени наступления отказа в работе насосно-силового оборудования, основанная на анализе временной динамики изменения дебитов скважин. Апробация методики показала, что ее применение позволяет увеличить точность прогноза не менее, чем на 10.30 % по сравнению с традиционными способами прогноза.

4. Предложен метод планирования сроков проведения профилактических и восстановительных ремонтов нефтедобывающего оборудования, основанный на ретроспективном анализе базы данных ИИС о динамике падения дебитов скважин вследствие развития различных дефектов. Установлено, что подобное долгосрочное планирование позволяет уменьшить аварийность, сократить время простоя скважин и повысить прибыль предприятия на 5. .7%.

5. Разработана стратегия планирования объемов потребления электроэнергии нефтедобывающим предприятием в условиях непредвиденных остановок

163 насосно-силового оборудования на время проведения аварийно-восстановительных работ. Установлено, что предлагаемая стратегия позволяет повысить точность прогноза электропотребления на 20.30 %, снижая при этом объемы штрафных санкций, накладываемых энергоснабжающей организацией, в 1,5.2 раза.

1. Аксенов A.C. Опыт организации доставки данных в многоуровневой системе управления энергообъектами ООО «Лукойл-Западная Сибирь» // Промышленные АСУ и контроллеры. 1999. - № 11.-С. 11-13.

2. Алгоритмы и программы восстановления зависимостей/Под ред. В.Н.Вапника. -М.:НаукаД984.-816 с.

3. Алиев И.М., Кучук З.Р. Вероятностно-статистический метод установления взаимосвязи между уровнем вибрации и наработками на отказ установок ЭЦН//Нефтяное хозяйство.- 2000.- №12.-С. 95-97.

4. Алиев Т.А,, Нусратов O.K. Методы и средства диагностики глубиннонасосного оборудования нефтяных скважин //Нефтяное хозяйство.-1998.-№9-10.- С.78-80.

5. Алиев Т.М., Мелик-Шахназаров A.M., Тер-Хачатуров A.A. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности- М.: Недра, 1981.-351с.

6. Байков И.Р., Жданова Т.Г., Гареев Э.А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа.-Уфа, 1994.- 127с.

7. Байков И.Р., Смородов Е.А., О.В.Смородова, В.Г.Деев. Уточнение прогнозов аварийных отказов технологического оборудования методами теории нечетких множеств// Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2000.-№7-8.-С. 17-22.

8. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Диагностика технического состояния механизмов на основе статистического анализа вибросигналов//Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2000.-№7-8.-С.17-18.

9. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение методов теории самоорганизации в диагностике технического состояния механизмов// Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2000.- №1-2.-С.96-100.

10. Ю.Байков И.Р., Смородова О.В., Гареев Э.А., Аминев Ф.М. Методы теории самоорганизации в диагностировании неполадок ГПА//Газовая промышленность.- 1999.-№8.-С.26-28.

11. П.Бекренев В.Л., Ехалов П.А. Информационно-аналитические технологии России на рубеже XXI века //Нефтяное хозяйство.- 2000.- №10.-С. 92-95.

12. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Модернизация АГЗУ "Спутник АМ-40" и методики измерения продукции скважин //Нефтяное хозяйство.- 2000.-№10.-С.118-121.

13. Беляков В.Л., Чирков Ю.П., Токарев К.Л., Фетисов B.C., Иванцов СЮ. О совершенствовании технических средств для промыслового и коммерческого учета нефти на автоматизированных узлах учета //Нефтяное хозяйство.- 2000.- т-С. 51-54.

14. Бендат Дж., Пирсол А. Применение корреляционного и спектрального анализа. -М. :Мир, 1983 .-312 с.

15. Быков О.В. Предпочтение отечественному оборудованию// Нефть России.-1998.-№10.-С.12-14.

16. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти.- г.Уфа, Башк. Кн. Изд-во, 1992.- 150 с.

17. Валиков В.В. Система телемеханики «Омь» // Энергетик. 1998. - №9.-С.17-19.

18. Валиков В.В. Телемеханика фирмы «Мир» на объектах теплоснабжения // Энергетик. 1999. - №5.-С.23-25.

19. Валиков В.В. Управлять с учетом. Система телемеханики «Омь» надежный инструмент управления энергохозяйством // Промышленные АСУ и контроллеры. - 1999. - № 4.-С.21-24.

20. Вальд А. Последовательный анализ. М.: Физматгиз, 1967.-231 с.

21. Вапник В. Н. Алгоритмы обучения распознаванию образов. М.: Советское радио, 1973.-385 с.

22. Вапник В.Н. Восстановление зависимостей по эмпирическим данным. -М.:Наука, 1979.-448 с.

23. Вапник В.Н., Червоненкис А.Я. Теория распознавания образов. -М.: Наука, 1974.- 815 с.

24. Васильев Ю.Н, Бесклетный Е.И., Игуменцев М.Е. Вибрационный контроль технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов.-М.:Недра, 1987.-197 с.

25. Венгеров С.Ю., Тлеукулов А.О., Козлов В.Р. Ультразвуковые технологии измерения расхода в процессах добычи и переработки нефти //Нефтяное хозяйство.- 1999.- №1.-С. 53-55.

26. Вентцель Е.С. Исследование операций. Задачи, принципы, методология. -М.: Наука, 1988.-206 с.

27. Внедрение многоуровневых АСУТП на нефтегазодобывающих предприятиях. Ред. статья//Нефть и газ.-2000.-№3.-С.27-29.

28. Воробьев В.А., Гумеров А.Г., Векштейн М.Г. Системный подход к проблеме стандартизации и метрологического обеспечения учета нефти //Нефтяное хозяйство.- 2000.- №10.-С.13-16.

29. Воробьев H.H. Теория игр для экономистов-кибернетиков. -М.: Наука, 1985.- 271с.

30. Галлямов И.И. Повышение надежности нефтепромыслового оборудования на стадии эксплуатации. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - 208 с.

31. Гауе П.О., Лавров В.В., Налимов Т.П. Диагностические возможности моноблочных электронных динамографов "СИДДОС-автомат" //Нефтяное хозяйство.- 2000.- №7.-С. 87-90.

32. Главные компоненты временных рядов: метод 'Тусеница"/Под ред. Д.Л.Данилова и А. А.Жиглявского.- С.-Петербург: Изд-во Санкт-Петербургского университета, 1997.- 187 с.

33. Гнеденко Б. В., Беляев Ю. К., Соловьев А. Д. Математические методы в теории надежности.- М.: Наука, 1963.- 274 с.

34. Гоннов А.Н., Беляев А.К. «Модуль «Энергетика» интегрированной информационной системы нефтяной компании» //Нефть России.-2000.- №3.-С.22-26.

35. ЗЗ.Грайфер В.И. Без современного оборудования ТЭК не поднять// Нефтегазовая вертикал ь.-2000.-№2.-С. З-5.

36. ЗбТрайфер В.И., Глаустянц В.А. Производство топливно-энергетических ресурсов и научно-технический прогресс//Нефтяное хозяйство.-2000.- №3.-С. 28-32.

37. Грайфер В.И., Ишемгужин СБ., Яковенко Г.А. Оптимизация добьии нефти глубинными насосами.- Казань: Татарское книжное издательство, 1973.- 214 с.

38. Гриб B.C. Контроль и автоматизация длинноходовых глубиннонасосных установок. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.- 88 с.

39. Деев В.Г, Исмаков P.A., Смородов Е.А. Методы экспресс-оценки качества фонда нефтедобывающих скважин//Известия ВУЗов. Нефть и газ.-2001.-№1 .-С.40-44.

40. Деев В.Г., Смородов Е.А. Оценка качества фонда нефтедобывающих скважин// Проблемы нефтегазовой отрасли. Материалы межрегиональной научно-методической конференции.- Уфа, 2000.- С.93-95.

41. Длин A.M. Факторный анализ в производстве.- М.: Статистика, 1975.-325 с.

42. Жеребцов Е.П., Авраменко А.Н., Самойлов В.В., Лобода И.В., Чудин В.И. Технологический контроль дебита нефтяных скважин в ОАО "Татнефть" //Нефтяное хозяйство.- 2000.- №11.-С.97-99.

43. Зельдович Я.Б., Соколов Д.Д. Фракталы, подобие, промежуточная аналитика.-УФН, 1985. -т. 146.- №3. С.493-506.

44. Информационное обеспечение нефтегазодобывающего предприятия //Мир связи.-1999.-№8.-С. 11-13.

45. Исследование операций: В 2-х томах/Пер. с англ./Под ред. Дж.Моудера, С.Элмаграби.-М.:Мир, 1981.-677 с.

46. Исупов В.В., Софонов С А. Контроллер скважины, оснащенной ШГН (КШГН) //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №5.-С.64-65.

47. Калуженов В.М, Беляев А.К. Объединение информации, а не оборудования. Как автоматизировать систему управления НГДУ// Нефть России.-1999.-№1.- С.32-34.

48. Кендэл М. Ранговые корреляции. М.: Статистика, 1975.-216 с.

49. Кендэл М., Дж. Стьюарт А. Теория распределений. М.: Наука, 1976 -312 с.

50. КОВШОВ Г.Н., Кузнецов Г.Ф. Цифровой преобразователь угла поворота сельсина инклинометра.-//Известия Вузов. Нефть и газ.-1977.- №10.-С. 98100.

51. Костюченко СВ. и др. Информационно-поисковая система для контроля и анализа технологии добьии углеводородного сырья // Нефтяное хозяйство.-1999.-№1.- С. 50-55.

52. Костюченко СВ. и др. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 960017. Программная система "ТОМОГРАФ", версия 5 ("ТОМОГРАФ"). Зарегистрировано в Реестре РосАПО программ для ЭВМ. Заявка № 950421 от 15.01.1996 г. РФ.

53. Костюченко СВ. Основные компоненты современной информационной системы нефтедобывающего производства // Нефтяное хозяйство.- 1998. № 8.-С. 3-8.

54. Костюченко СВ., Тузовский А.Ф., Пугачев СБ., Цветков Е.В. Развитие информационной системы нефтедобывающего производства ОАО «Юганскнефтегаз» //Нефтяное хозяйство.-1999.- №10.-С.34-40.

55. Кукинов A.M. Применение порядковых статистик и ранговых критериев для обработки наблюдений/В сб. Поиск зависимости и оценка погрешности.-М.: Наука, 1985.- С.97-103.

56. Куликовский Л.Ф., Кричке В.О. Ваттметрографический метод контроля работы глубиннонасосных установок/ТИзвестия ВУЗов. Нефть и газ.-1976.-№8.-С.81-86.

57. Курицкий Б.Я. Поиск оптимальных решений средствами Excel 7.0. С.Петербург: "BHV-Санкт-Петербург", 1997. -384 с.

58. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования.- Уфа, Башкирское книжное издательство, 1983.- 110 с.

59. Лазовский Л.И., Смотрицкий Ш.М. Автоматизация измерения продукции нефтяных скважин. -М.:Недра, 1975.-147 с.

60. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. -М: Недра, 1977.- 193 с.

61. Маганов Р.У., Гинзбург М.М. Покупаем УЭЦН //Нефть России.-1998.-№ 9.-С. 31-33.

62. Мандриков A.B. На пути к автоматизации нефтяной компании //Нефтяное хозяйство.- 1998.-№1.-С.64-67.

63. Мирзаджанзаде А.Х, Ахметов И.М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1983.-205 с.

64. Мирзаджанзаде А.Х, Галлямов А.К., Марон В.И., и др. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.- М.: Недра, 1984.-287 с.

65. Мирзаджанзаде А.Х, Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Баку, 1976. - 336 с.

66. Мирзаджанзаде А.Х., Максудов Ф.Г. и др. Теория и практика применения неравновесных систем в нефтедобыче. -Баку: НЭлм, 1985.-220 с.

67. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. У фа: «Гилем», 1999.-464 с.

68. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче.- М.: Наука, 1997.- 256 с.

69. Мищенко И. Т., Ишемгужин С. Б. Экспресс-метод определения давления а приеме штанговых глубинных насосов/ТНефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ.-1971- № 1- 54 с.

70. Мулен Э. Теория игр с примерами из математической экономики. -М.: Мир, 1985.- 198 с.

71. Николис Г., Пригожий И. Познание сложного. Введение. М.: Мир, 1990.344 с.

72. Новое в синергетике. Загадки мира неравновесных структур/Под ред. акад. И.М.Макарова.- М.:Наука, 1996.- 263 с.

73. Нугманов В.Г., Юсупов P.M., Ахметзянов P.P. Создание интегрированной системы анализа и управления разработкой нефтяных месторождений АО "Татнефть" //Нефтяное хозяйство.-1999.-№10.-С.61-62.

74. Плешаков В. Н. и др. Влияние вязкости добываемой жидкости на обрывность штанг в условиях Арланского месторождения// Нефтепромысловое дело.-1972.-№ П.- С.27-29.

75. Пономарев Г.В., Мельников М.Н. Унифицированная система сбора и обработки информации //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №8.-С. 118-121.

76. Попов В.И., Ибрагимов Н.Г., Курмашов A.A., Попов ИВ. Повышение эффективности работы скважинных штанговых насосов в АО "Татнефть" //Нефтяное хозяйство.- 1999.-№2.-С. 36-38.

77. Потапов Б.И. Конференция "Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности" //Нефтяное хозяйство.- 2000.- №12-С. 116-117.

78. Пригожий И., Стенгерс И. Порядок из хаоса. Новый диалог человека с природой/Пер. с англ. -М.: Эдитариал УРСС- 2000.-312 с.

79. Проников А. С. Надежность машин.— М.: Машиностроение, 1974.-297 с.

80. Пути снижения издержек/Под ред. В.И. Калюжного //Нефтегазовая вертикаль.- 2000.- №1.- С.23-24.

81. Решения Sterling Group для сектора нефти и газа СНГ. Эксклюзивное интервью с генеральным директором холдинга Sterling Group S.A. Сергеем Токмаковым//Нефть и газ.-1999.- № 3.- С.4-5.

82. Русов В.А. Спектральная вибродиагностика.- Пермь: Вибро-Центр, 1996.174 с.

83. Саенко В. А., Мисевичус Б.И. Единая автоматизированная система управления АК "Транснефть" //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №8.-С.22-25.

84. Северцев H.A., Шолкин В.Г., Ярыгин Г.А, Статистическая теория подобия: надежность технических систем.- М.: Наука, 1986.- 205 с.

85. Скотт Л.У., Гарца А., Смит Э., Хофф Ч. Программа "Оптимальные приемы работы" улучшает штанговую глубинно-насосную эксплуатацию скважин//Нефтегазовые технологии.-2000.-№2.-С.38-41.

86. Смородова О.В. Диагностирование технического состояния газоперека-чиваюш;их агрегатов компрессорных станций. Дисс.канд. техн.наук.- Уфа: УГНТУ, 1999.-210с.

87. Соловьев В.Я., Белов В.Г. Решения, основанные на информации/Нефть России.-2000.-№ 7.-С.16-18.

88. Соловьев В.Я., Белов В.Г. Тотальный сбор информации//Нефть России.-2000.-№ 8.- С.23-24.

89. Тавровский Л.Д., Дума В.М., Табаков В.А. Методические основы расчета коммерческой эффективности внедрения информационно-управляющих систем на предприятиях нефтегазового комплекса //Нефтяное хозяйство.-1999.-№11-С.40-42.

90. Тахаутдинов Ш.Ф. Современная техника и новые технологии в нефтяной промышленности республики Татарстан //Нефть России.-2000.-№4.- С. 11-13.

91. Тимашев С.Ф. "Новый диалог" с природой: о законе эволюции природных систем, "стреле времени" и Копенгагенской интерпретации квантовой механики// ЖФХ.- 2000.- т. 74.- №1.- С.16-18.

92. Тимашев С.Ф. Принципы эволюции нелинейных систем// Российский химический журнал. -1998.-№3 .-С. 18-36.

93. Тимашев С.Ф. Фликкер-шум как индикатор "стрелы времени". Методология анализа временных рядов на основе теории детерминированного хаоса// Российский химический журнал.-1997.- №3.-С. 17-30.

94. Тихомиров Л.И. Программа комплексного развития информационной системы предприятия ЗАО "Лукойл-Пермь" //Нефтяное хозяйство.-1999.-№10.-С. 41-43.

95. Тихонов А.Н., Арсении В.Я. Методы решения некорректных задач.- М.: Наука, 1974.-224 с.

96. Тихонов А.Н., Иванов В.К., Лавреньтев М.М. Некорректно поставленные задачи// Дифференциальные уравнения с частными производными.-М.: Наука, 1970.-407 с.

97. Троянов Т.А. Программный комплекс автоматизации рабочих мест персонала нефтедобывающего предприятия "АРМ Нефтяника" //Нефтяное хозяйство.- 1998.-№6.-С.55-57.

98. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Коробейников Н.Ю., Атнабаев З.М. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса "НАСОС" в ОАО "Юганскнефтегаз"//Нефтяное хозяйство.- 1999.- №9.-С. 47-50.

99. Файзуллин Р.Н., Закиев Ф.М., Алексеев И.Ф., Грачев А.Г. Организация промыслового учета добычи нетто нефти с использованием влагомеров вен-1//Нефтяное хозяйство.- 1998.- №4.- С.75-77.

100. Фирма ИКТ. Е1 система управления энергоснабжением предприятия// Нефтяное хозяйство.- 2000.- №10.- С.21-23.

101. Фролов А.И., Степанищев В.А., Самойлов В.В. Комплексная автоматизация управления производством НГДУ "Иркеннефть" //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №7.-С.74-76.

102. Фролов В.П., Стояков В.М., Воробьев В.В. Определение остаточного ресурса нефтегазопромыслового оборудования по статистическим эксплуатационным данным //Нефтяное хозяйство.- 1999.- №8.-С.34-36.

103. Харас Б.З. Корпоративная информационная система разведки и разработки нефтяных месторождений //Нефтяное хозяйство.-1998.-№8.-С.84-86.

104. ПО. Хасанов М.М, Валеев М.Д, Уразаков К.Р. О характере колебаний давления жидкости в НКТ глубинно-насосных скважин//Изв.Вузов. Нефть и газ.-1991.-№11.-С.23-36.

105. Ш.Чаронов В.Я. Энергосберегающий комплексно-автоматизированный электропривод УЭЦН " //Нефтяное хозяйство.-1998.-№8.-С. 136-137.

106. Чаронов В.Я., Добрынин СЛ., Чиганова Н.И., Новиков Я.М., Новиков С.Я. Оптимизация электрической мощности путь к снижению энергозатрат нефтегазодобывающих комплексов // Нефтяное хозяйство.-2000.-№1 .-С. 1214.

107. Черчмен У., Акоф Р., Арноф Л. Введение в исследование операций. -М.: Наука, 1968.-486 с.

108. Чудин В.И., Ануфриев В.В., Шуваева Л.А., Ахунтов Р.М., Кочубей М.В. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины //Нефтяное хозяйство.-2000.-№5.-С. 51-53.

109. Шевченко В.Н., Гафиуллин М.Г., Корнелюк Н.М., Казаков А.А. Комплекс компьютерных программ "Капитальный ремонт скважин" //Нефтяное хозяйство.-1998.-№ 12.-С.27-29.174

110. Шестаков Н.В., Ефитов Г.Л. Специализированные прикладные компьютерные системы и комплексы как инструмент снижения затрат в нефтепереработке //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №8.- С.122-123.

111. Шляпин А.П. Автоматизированный учет электроэнергии новые возможности системы телемеханики «Омь» // Энергетик. - 1999. - № 3.-С.16-18.

112. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдаванов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов.-М.: Недра, 1992.-251 с.

113. Шуремов Е.М. Опыт внедрения комплексной информационной системы "Галактика" в нефтяной компании "Юкос" //Нефтяное хозяйство.-1999.-№5-С. 55-57.

114. Grassberger Р. On the Hausdorf dimension of fractal attractors //J. Stat. Phys/ -1981.-v.26,№l.-p.73-179.

115. Grassberger P., Proccacia L Characterization of strange attractors //Phys. Rev. Lett. -1 983 .-v. 50. -№ 5.-p.346-349.

116. PDM модель успеха. Ред. статья//Нефтегазовая вертикаль.-2000.-№4.-С.22-25.175