автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Системный анализ надежности добычи нефти на основе оптимизации систем технического обслуживания скважин

На правах рукописи

МАТВЕЕВ СЕРГЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИН (на примере Шаимской группы нефтяных месторождений)

Специальность 05.13.01 - Системный анализ, управление и

обработка информации (нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2008

003455814

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор,

заслуженный работник Высшей школы РФ Кучумов Рашит Ямпггдннович

Официальные оппоненты - доктор ф.-м. наук, профессор

Федоров Константин Михайлович - кандидат геол.-мин. наук, профессор Шешуков Николай Леонтьевич

Ведущая организация - НПО «Нефтегазтехнология», г. Уфа

Защита состоится 25 декабря 2008 г. в 1630 часов на заседании диссертационного совета Д212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, конференц-зал, каб. 46.

С диссертацией можно ознакомиться в Библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 22 ноября 2008 г.

Ученый секретарь //

диссертационного совета Т.Г. Пономарева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Опыт управления разработкой нефтяных месторождений показывает, что фактические показатели разработки зачастую значительно отличаются от проектных из-за неполного учета геологических особенностей залежей и недостаточной обоснованности применяемых систем разработки.

На состояние разработки залежей оказывает большое влияние не только соотношение скважин, но и степень освоения различных систем заводнения, характеризующейся отношением объемов отбора и закачки жидкости. Проследить в чистом виде влияние показателей системы заводнения можно в пределах отдельных залежей. Очевидно, что, если степень компенсации отбора закачкой ниже 100%, при постоянных забойных давлениях в добывающих скважинах будет наблюдаться снижение темпов отбора. В то же время полная компенсация отбора закачкой может быть в условиях частичного освоения системы заводнением. В этом случае пластовое давление на ряде участков залежи может быть выше начального, а на других - ниже. Темпы отбора при этом в зависимости от размера этих участков могут или расти, или падать. Очевидно, интенсификацию системы заводнения нужно проводить своевременно, так как она на поздней стадии разработки залежей в условиях высокой обводненности добываемой продукции может привести к усилению обводненности скважин и сокращению их числа.

Критерий надежности органически не входит в число основных показателей нефтедобывающих систем как показатель их работоспособности и не учитывается в полной мере при оптимизации систем нефтедобычи. При этом критерий надежности не противопоставляется другим критериям, а дополняет их, делая оценку систем более полной и объективной. Поэтому решение задач по оптимальному управлению процессами закачки и отбора жидкости при водонапорном режиме разработки нефтяных месторождений имеет не только научное значение, но и большую практическую ценность.

Цель работы. Научное обоснование эффективности разработки нефтяных месторождений с применением системы технического обслуживания и ремонта скважин.

Основные задачи исследований.

1. Провести системный структурный анализ надежности добычи нефти, проанализировать математические методы, применяемых в расчетах надежности нефтедобывающих систем и выделить характерные особенности реализации моделей надежности объектов нефтедобычи.

2. Провести анализ особенностей текущего состояния разработки Трех-озерного месторождения, разработать алгоритмы и программные продукты для выбора теоретических законов распределения объемов добычи нефти и закачек жидкости, а также для оценки параметров их распределения статистическими байесовскими методами.

3. Разработать алгоритм и программный продукт для моделирования оптимальных объемов добычи нефти и закачки воды на месторождениях.

4. Исследовать критерии оптимального управления при внедрении системы технического обслуживания и ремонта в добывающих и нагнетательных скважинах на различных этапах разработки месторождений.

Методы решения задач и достоверность результатов. Для решения поставленных задач использовались методы теории вероятностей и математической статистики, теории надежности и массового обслуживания с широким применением компьютерных средств.

Достоверность результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и сопоставления результатов модельных исследований и фактических данных на конкретных месторождениях, а также байесовских методов статистического оценивания законов распределения объемов отбора и закачки жидкости на месторождениях.

Научная новизна. 1. Разработана новая методика, алгоритмы и программные продукты для обработки промысловой информации об объемах добычи нефти и закачки

жидкости и принятия решения по оптимальному управлению процессами разработки нефтяных месторождений.

2. Впервые на основе обработки фактических данных установлено, что объемы отбора нефти и закачки жидкости в пласт описываются распределением Вейбулла и нормальным законом.

3. Научно обосновано, что применение системы технического обслуживания и ремонта скважин при разработке нефтяных месторождений обеспечивает более высокие темпы отбора нефти и сокращает сроки разработки залежей.

4. Разработана методика расчета оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости на месторождениях, при водонапорном режиме, разрабатываемых различными системами заводнения.

Основные защищаемые положения.

1. Системный анализ специфических особенностей обеспечения надежности системы нефтедобычи, направленные на выработку управляющих воздействий для поддержания эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии и обоснование влияния надежностных характеристик используемого скважннного оборудования на уровень добычи нефти.

2. Впервые полученные на основе обработки промысловых данных законы распределения объемов добычи нефти и закачки жидкости.

3. Алгоритм и программные продукты для выбора и оценки параметров распределений объемов добычи нефти и закачки жидкости, основанных на байесовских оценках по цензурированным выборкам, в условиях частичной априорной определенности и на эмпирических оценках показателей надежности.

4. Методика расчета оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости на месторождениях при различных системах заводнения.

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанная автором методика по управлению процессами добычи нефти и закачки жидкости позволяют повысить эксплуатационную надежность сква-жинного оборудования и, как результат этого, обеспечиваются более вы-

сокие темпы отбора нефти и текущие коэффициенты нефтеизвлечения, а также сокращение сроков разработки нефтяных месторождений.

Предложенная методика принята «СургутНИПИнефть» для использования при составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений ОАО «Сур;гутнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», посвященной 50-летию ТюмГНГУ (21 - 22.04.2006 г., г. Сургут), на региональной научно-технической конференции «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (30 - 31.03.2006 г., г. Нефтеюганск), на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» (2003 - 2006 г.г., ТюмГНГУ, г. Тюмень).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных статей, в том числе 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 143 наименования и приложения.

Работа изложена на 182 страницах, содержит 84 рисунка, 46 таблиц и приложение на 24 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выполненной работы, сформулирована цель и задачи исследований, основные защищаемые положения, научная новизна и практическая ценность работы.

Первый раздел посвящен краткому анализу работ в области исследований особенностей обеспечения надежности системы нефтедобычи.

Для нефтедобывающих объектов характерно сочетание внезапных «классических» отказов, называемых авариями, с постепенным снижением производительности (дебита) добывающих скважин. Последнее требует специальных работ по восстановлению дебитов скважин до первоначального значения. Иногда такие работы совмещаются процессом подземного

ремонта, вызванного полным отказом. Отметим, что с позиций теории надежности нефтяные промыслы имеют и другие важные особенности, что требует разработки специальных приемов и методов для изучения, анализа и прогнозирования показателей функционирования таких систем. Исследованию надежности системы нефтедобычи посвящены работы Адонина А.Н., Мищенко И.Т., Кучумова Р.Я., Зайцева Ю.В. и др.

Необходимо различать цели исследования, анализа и прогнозирования показателей надежности нефтедобывающих систем, выделяя среди них:

• исследования, ориентированные на выработку управляющих воздействий для поддержания эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии;

• анализ влияния надежностных характеристик используемого оборудования на уровни добычи нефти, численность ремонтных служб и выработку рекомендаций о конструкционной надежности для используемого оборудования;

• исследования надежности и сбалансированности намечаемых уровней добычи нефти в нефтедобывающем районе с выделяемыми для этой цели ресурсами.

Следует также различать временные интервалы, на которых исследуются вопросы надежности (сутки, месяц, год). И цель выполняемого исследования, и временной интервал оценки надежности в огромной мере определяют методы и средства проводимого анализа, уровни агрегирования используемых моделей, информационную базу, применяемые математические методы.

С позиций качественно-структурного анализа наиболее значимой проблемой является принятие оптимальных или близких к оптимальным технико-экономических решений, играющих большую роль в устойчивости и надежности процессов добычи нефти, которые не всегда полностью выдерживаются на последующих стадиях разработки месторождений.

Постепенное старение скважин, массовый переход на механизированный способ добычи приводят к необходимости роста объемов капи-

тального и текущего их ремонта. Возможные дефициты в организации ремонта (отсутствуют бригады, оборудование, средства транспорт, и др.) приводят, естественно, к сверхнормативному простою.

Показано, применяемые математические методы и модели для анализа и выбора показателей надежности систем нефтедобычи существенно зависят от особенностей решаемых проблем. Так в задачах оперативного управления ремонтами скважин при выборе параметров надежности используемого оборудования наиболее целесообразны методы статистического моделирования и теории массового обслуживания. Могут оказаться полезными и другие методы теории исследования операций.

В ранее опубликованных работах Мищенко И.Т., Бравичевой Т.Б., Гасанова А.П., Кучумова Р.Я. и др. описаны вопросы надежности функционирования совокупности нефтяных скважин в условиях отсутствия приоритетных стратегий ремонтов и восстановления скважин. Однако в практической ситуации более реалистичной является стратегия, при которой первоочередной выбор для ремонта высокодебитных скважин проявляет себя не как строгая закономерность, но как тенденция на фоне различных возможных отклонений и флуктуаций. Другими словами, выбор для очередного ремонта высокодебитной скважины лишь более вероятен по сравнению со скважиной с меньшим дебитом.

Из вышеизложенного следует, что в настоящее время не имеется алгоритма моделирования, позволяющего обеспечить оптимальные объемы добычи нефти и закачки жидкости на месторождениях с учетом показателей их разработки. Отсутствуют законы распределения объемов добычи и закачки жидкости на месторождениях на различных стадиях их разработки. Не в полной мере учитываются показатели надежности внутрисква-жинного оборудования при планировании уровня добычи углеводородного сырья и т.д.

Все это приводит к отклонению фактических показателей разработки от проектных. Поэтому в данной работе предлагается алгоритм моделирования оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости на месторождениях, обеспечивающий не только высокую надежность работы сква-

жинного оборудования, но и высокие показатели текущего коэффициента извлечения нефти при критериях оптимальности максимума коэффициента технической готовности и удельной прибыли, а также минимума затрат на организацию технического обслуживания и ремонта скважин (ТОР) на примере Шаимской группы нефтяных месторождений.

Второй раздел посвящен алгоритмизации задачи моделирования оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости на месторождениях.

В целом по Трехозерному месторождению степень выработки запасов соответствует обводненности продукции. Причем период с 1964 по 1976 годы характеризуется превышением процента отбора начальных извлекаемых запасов над темпом обводненности продукции. На конец 1976 года отбор от начальных извлекаемых запасов месторождения составил 75.6%, обводненность продукции 71.6%. В последующий период (с 1976 по 1981 г.) темп обводненности продукции опережает степень выработки запасов. На конец периода степень выработки запасов составила 83.6 % при обводненности продукции 93.2%. В последний период (с 1982 по 1996г.) при практически стабильной обводненности (93.3-94.3%) степень выработки запасов возросла до 92.9 %. Таким образом, за период добычи высокообводненной продукции коэффициент нефтеизвлечения увеличился на 0.032 (с 0.325 до 0.357) при этом прокачка с 79.5% увеличилась до 126.4%, водонефтяной фактор увеличился в 1.7 раза (с 1.45 до 2.5).

Максимальный темп отбора от текущих извлекаемых запасов приходится на момент отбора 57.9% извлекаемых запасов и составляет 17.1% (1972 г.). Далее характер кривой темпа отбора нефти от текущих извлекаемых запасов аналогичен кривой темпа отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

Остаточные извлекаемые запасы нефти Трехозерного месторождения составляют 1131.4 тыс. т или 7.1% от начальных извлекаемых запасов. Остаточные запасы, приходящиеся на одну действующую добывающую скважину, стабильно уменьшались до извлечения 91.2% извлекаемых запасов (обводненность продукции 93.9 %), после чего остаточные запасы воз-

росли в 2 раза (с 16.9 до 30.5 тыс.т/скв), в результате вывода из эксплуатации высокообводненных скважин.

Таким образом, сложившаяся на месторождении технология разработки не обеспечивает выполнение проектных уровней добычи нефти, что в конечном счете приведет к не достижению утвержденного коэффициента нефтеизвлечения. Необходимо принятие дополнительных технологических решений, которые позволят вести рентабельную разработку месторождения и обеспечат достижение утвержденного коэффициента нефтеизвлечения.

Исчерпывающей характеристикой надежности нефтепромыслового оборудования является закон распределения динамики добычи нефти и закачки воды. На основе обработки промысловых данных по скважинам при добыче нефти и закачке жидкости на Шаимской группе нефтяных месторождений установлено, что отказы скважинного оборудования описываются распределениями Вейбулла и нормального закона.

На поздней стадии разработки Шаимской группы нефтяных месторождений интенсивность отказов скважинного оборудования при добыче нефти и закачке воды монотонно растет по криволинейному закону, которая вызвана старением и износом оборудования и условиями их эксплуатации. Показано, что для обеспечения допустимой нижней границы надежности работы скважинного оборудования при добыче нефти интенсивность отказов добывающих скважин не должна превышать критических величин, например, 0,8-10'3 на первом этапе разработки Трехозерного месторождения, 1,1 "Ю"3 — на втором и 9,5'10"3 - на третьем этапах. Для обеспечения допустимой нижней границы надежности работы нагнетательных скважин интенсивность их отказов не должна превышать 4,5-10"4 на первом этапе, 7,5-Ю"4 - на втором и 9-Ю"4 - на третьем этапах разработки.

Анализ интенсивности отказов скважинного оборудования и скважин на Шаимской группе нефтяных месторождений подтверждает утверждение о снижении надежности работы добывающих и нагнетательных скважин во времени и показывает рост интенсивности отказов. Это объяс-

няется особенностями геологического строения месторождений и достаточно старым фондом скважин.

Полученные законы распределения отказов добывающих и нагнетательных скважин полностью характеризуют процессы добычи нефти и закачки воды как интегральный показатель и требует оценки их адекватности. Для оценки адекватности в работе использованы параметрическая байесовская оценка по цензурированным выборкам, оценка вероятности безотказной работы в условиях частичной априорной определенности и эмпирические байесовские оценки показателей надежности (табл.1).

Таблица 1

Расчетные формулы байесовской статистической оценки

Метод Точечная оценка ВБР Апостериорная дисперсия

Параметрическая байесовская оценка по цензурированным выборкам (метод I) ' «1 а2 где

Оценка ВЕР в условиях частичной априорной определенности (метод 2) г ( а. Г ( о. У*" [и.+ 2) ' в.

Эмпирические байесовские оценки показателей надежности (метод 3) -- <■*.>-Ч-- У - 1 Ч'-^П^Ш'

где: У?" - байесовская оценка ВБР; /? - нормирующая постоянная; 8\. - апостериорная оценка; Q - объем отбора (или закачки) жидкости; /л - доверительный интервал а, Х- параметры распределения Вейбулла; ЩБ,е) - апостериорная дисперсия параметра Я; и т.д.

Оценка параметров распределения объемов добычи нефти и закачки жидкости байесовскими статистическими методами показал, что полученные законы распределения практически не превышают истинных возможностей, а в большинстве случаев даже занижают, указывая на наличие дополнительных ресурсов для отборов нефти и закачки жидкости.

Для повышения эффективности работы ремонтных бригад на скважинах предлагается использование системы технического обслуживания и ремонта при критериях оптимальности, характеризующих основные технико-экономические показатели работы фонда скважин (табл.2)

Таблица 2

Алгоритм определения технико-экономических показателей

эффективности ТОР

Показатель Система ТОР, предусматривающая выполнение плановых и аварийных ремонтов Система плановых ТОР

Максимум коэффициента готовности - тахКД)) 1 HeJ

1+(&-&)/(&)

Минимальные удельные затраты -ттС(<5)

Максимальная удельная прибыль - тах5(С>) C.P(e.)-C.F(e.)-(C.Q, -C„Q„)f(Qj

1 + (ва~в.Ш) i+(a -&,)/(&)

где Q0 - оптимальный объем отбора, Qa, Q„ - потери при аварийном и плановом ремонте, Са, С„ - стоимость аварийного и планового ремонта, X(Q) -интенсивность отказов при добыче нефти или закачке воды, f(Q) - плотность распределения вероятностей, F(Q) - вероятность отказа, P(Q) - вероятность безотказной работы, Сс - стоимость скрытого отказа.

Данный алгоритм программно реализован в среде программирования Borland Delphi 7.0 и использован в последующих разделах.

Третий раздел посвящен численному моделированию эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин при разработке месторождения.

Для организации восстановительных работ на скважинах при добыче и закачке жидкости рекомендовано использование системы технического обслуживания при критериях оптимальности, характеризующих основные технико-экономические показатели работы фонда скважин. С его помощью была определена технико-экономическая эффективность восстанови-

тельных работ и оптимальные объемы добычи нефти и закачки жидкости для Шаимской группы нефтяных месторождений на различных этапах их разработки.

Исследованиями показано, что наибольшее значение коэффициента технической готовности на первом периоде разработки Трехозерного месторождения обеспечивается при оптимальных объемах добычи, обеспечивающих минимальные удельные затраты. Например, при оптимальной добыче 1500 т коэффициент технической готовности составляет 0,85 при минимальных затратах, 0,83 - при максимальной прибыли и всего 0,79 -при критерии max Kr(Q). При этом необходимо отметить, что критерии оптимальности minC(Q) и maxS(Q) не позволяют добычи нефти более чем 2500т. Объем добычи более 2500т достигаются только при критерии оптимальности maxKr(Q) и составляют 0,74. Наблюдается снижение коэффициента готовности на 10%, в то время как объем добычи увеличится не менее чем на 50%.

Зависимости удельных затрат от оптимальных объемов добычи, обеспечивающих максимальные значения коэффициента технической готовности и удельной прибыли показали, что наибольшие удельные затраты имеют место при оптимальных объемах добычи более 2500т и составляют более 8000 у.е. При объемах добычи, обеспечивающих максимум прибыли и минимум затрат наблюдается снижение удельных затрат. Но при этих критериях мы не можем обеспечить отборы более 2500т. Поэтому, если мы хотим обеспечить большие среднегодовые объемы добычи (более 3000т), нам необходимо в качестве критерия оптимальности применить шах коэффициента технической готовности.

Зависимости удельной прибыли от оптимальных объемов отбора, при которых обеспечиваются минимальные затраты и максимальный коэффициент готовности показывают, что максимальная удельная прибыль достигается при использовании критерия minC(Q). Наихудшие результаты при Q < 2500 т достигаются при критерии оптимальности maxKr(Q). При этом необходимо отметить, что при Q > 2500 т прибыль меньше, чем при Q < 2500 т, но она положительна и составляет при Q = 3500т не менее 10800у.е.

Сравнивая данные затрат и прибыли при критерии оптимальности тахКг(С>) видим, что ттС(О) = 9000 у.е., тах8(<2) = 10800 у.е., то есть чистая прибыль составляет 1800 у.е.

Таким образом, использование в качестве критерия оптимальности тахКг(С>) позволяет при некотором снижении технической готовности скважин увеличить эксплуатационный фонд скважин, уменьшая количество простаивающих скважин и обеспечить достаточно большие объемы добычи нефти.

Примечаиие: аналогичные исследования проведены для второго и третьего периодов разработки месторождения. Ввиду ограниченности объема автореферата результаты расчетов приведены только в диссертационной работе.

Четвертый раздел посвящен оценке эффективности применения системы массового обслуживания при разработке Шаимской группы нефтяных месторождений.

Таким образом, увеличение коэффициента технической готовности добывающих скважин за счет внедрения системы аварийно-плановых ТОР позволит увеличить эксплуатационный фонд скважин, уменьшая количество простаивающих скважин. С другой стороны, это позволит обеспечить высокие темпы добычи нефти из скважин. При этом необходимо отметить, что высокие результаты по добыче получены за счет закачки неоправданно большого объема воды в пласт.

Трехозерное месторождение. Текущие коэффициенты нефтеизвле-чения (КИН) при оптимальных объемах добычи нефти, при которых обеспечивается максимальный коэффициент готовности, минимальные удельные затраты и максимальная удельная прибыль приведены в табл. 3.

Из таблицы видно, что фактический текущий коэффициент нефтеизв-лечения в первом периоде составил 0,494, во втором - 0,355, а в третьем -0,092. За 35 лет разработки Трехозерного месторождения было добыто 94,1% от извлекаемых запасов.

Внедрение системы аварийно-планового технического обслуживания и ремонта скважин при разработке данного месторождения позволит

Таблица 3

Текущий коэффициент нефтеизвлечения

Система ТОР Критерии оптимальности Период разработки Суммарный КИН, доли ед.

1 период 2 период 3 период

Аварийно-плановые ТОР шах Кг 0.517 0.373 0.101 0.991

min С 0.498 0.359 0.098 0.955

шах S 0.501 0.357 0.097 0.955

Плановые ТОР шах Кг 0.413 0.308 0.074 0.795

min С 0.379 0.299 0.069 0.747

max S 0.399 0.298 0.06 0.757

Фактический КИН, доли ед. 0.494 0.355 0.092 0.941

извлечь больше нефти, чем при существующей системе разработки. При использовании в качестве критерия оптимальности максимума коэффициента готовности мы имели бы лучшие результаты. В самом деле, как показали расчеты, в данном случае в первом периоде разработки мы имели бы текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,517, который превышал бы фактический на 2,3%. Во втором периоде мы имели бы коэффициент нефтеизвлечения на 1,8% больше, чем фактический. В последнем периоде - на 0,9% больше фактического текущего коэффициента нефтеизвлечения. За весь период разработки данного месторождения мы имели бы на 5,3% больше значения текущего коэффициента извлечения нефти, чем фактического.

Аналогичные расчеты выполнены при внедрении системы плановых ТОР. Результаты показали, что в этом случае мы не можем достичь желаемого результата по увеличению текущего коэффициента нефтеизвлечения.

Ловинское месторождение. В первом периоде разработки (1986 -1991г.г.) фактический текущий темп отбора составил 9,2%. При применении системы плановых ТОР мы достигаем также 9,2%, а при аварийно-плановых ТОР расчетный текущий темп отбора составил 9,87%. Это означает, что применение системы аварийно-плановых ТОР обеспечивает увеличение темпа отбора на 0,67 или на 7,3%, чем фактический темп отбора.

Во втором периоде разработки (1992-96 г.г.) фактический текущий темп отбора составил 10,5%, который больше на 1,3%, чем в первом периоде. Наилучшие результаты получены при применении системы аварийно-плановых ТОР. В этом случае достигается расчетный текущий темп отбора, равный 11,66%. Этот коэффициент больше фактического на 11%.

Заметим также, что наблюдается уменьшение расчетных текущих темпов отбора при применении системы аварийных ТОР в 1995 - 1996 г.г. Это уменьшение связано с фактическим снижением объемов закачки от 3935 тыс. м3 в 1993 г. до 3468 тыс. м3 в 1994 г. и до 3228 тыс. м3 в 1995 г.

Фактический текущий темп отбора в третьем периоде разработки составил 16,8%. В случае применения системы аварийно-плановых ТОР расчетный текущий темп отбора составляет 17,62%, что на 4,9% больше фактического.

Из анализа видно также, что в 2000 - 2001 г.г. наблюдается резкое падение фактического текущего темпа отбора (от 3,6% в 1999 г. до 3,0% в 2001г.). Это падение связано со снижением фактических объемов закачки от 3983 тыс. м3 в 1997 г. до 3212 тыс. м3 в 1998 г. и до 2606 тыс. м3 в 1999г. Увеличение объемов закачки в 1996 г. от 3615 тыс. м3 до 3983 тыс. м3 позволило увеличить текущий темп отбора в 1997 - 1999 г.г.

Даниловское месторождение. Распределение текущего коэффициента извлечения нефти при применении плановых и аварийно-плановых ТОР при различных критериях оптимальности показало, что существующие в настоящее время методы разработки позволили за 24 года добыть 96,6% от извлекаемых запасов. В случае внедрения системы аварийно-плановых ТОР при разработке месторождения позволяет отобрать 98,33% от извлекаемых запасов при критерии оптимальности шахКг(0), то есть на 1,8% больше, чем фактический текущий КИН. При критерии оптимальности ттС((3) и тах8(0) обеспечивается увеличение фактического текущего КИН соответственно на 0,6% и 0,4%.

Мулымьннское месторождение. За 20 лет разработки данного месторождения удалось добыть 80,49% от извлекаемых запасов при применении существующей техники, технологии и систем разработки. При мене-

ние системы аварийно-плановых ТОР обеспечивает текущий КИН на 2% больше, чем фактический, то есть 82,2%. В расчетах использован критерий оптимальности maxKr(Q).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обосновано, что сложившаяся на Трехозерном месторождении технология разработки не обеспечивает выполнение проектных уровней добычи нефти, что в конечном итоге приводит к не обеспечению утвержденного коэффициента нефтеизвлечения и требует принятия дополнительных технологических решений, которые позволили бы вести рентабельную разработку месторождения и обеспечили бы достижение утвержденного коэффициента нефтеизвлечения. Отставание в отборах жидкости связано с большим количеством простаивающих скважин.

2. Впервые на основе обработки промысловых данных установлено, что отказы скважинного оборудования при добыче нефти и насосов, используемых при закачке жидкости описываются распределениями Вейбул-ла и нормального закона. Оценка параметров распределения объемов добычи нефти и закачки жидкости байесовскими статистическими методами показала, что полученные законы распределения практически не превышают истинные возможности, а в большинстве случаев занижают, указывая на наличие дополнительных ресурсов для добычи нефти и закачки жидкости.

3. Для определения оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости разработана методика и алгоритмы их расчета, программно реализованные при критериях оптимальности, характеризующих технико-экономические показатели эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин, в среде программирования Borland Delphi 7.0.

4. Установлено, что при оценке эффективности применения аварийно-плановой системы технического обслуживания и ремонта скважин при разработке нефтяных месторождений и решении задачи оптимального управления процессами добычи нефти и закачки жидкости необходимо использовать в качестве основного критерия оптимальности maxKr(Q)-

Вычислительные эксперименты показали, что внедрение системы аварийно-плановых ТОР позволяет за весь период разработки Трехозерного месторождения обеспечить текущий коэффициент нефтеизвлечения на 5,3% больше фактического, Даниловского месторождения - на 1,8%, Мулымь-инского - на 2%, а на Ловинском месторождении обеспечивается увеличение темпа отбора до 23,2%.

Основные положения диссертации опубликованы:

В журнале, рекомендованном ВАК России:

1. Матвеев C.B. Оценка параметров распределений отборов нефти и закачек жидкости в условиях Трехозерного месторождения байесовскими статистическими методами / Кучумов Р.Я., Матвеев C.B. // НТЖ «Нефтегазовое дело». - Том 4, №4, 2006. -С. 23-32.

В других печатных изданиях:

2. Матвеев C.B. Геологические особенности строения Трехозерного нефтяного месторождения / Чаун C.B., Матвеев C.B. // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 6. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2006. - С. 3 - 7.

3. Матвеев C.B. Особенности разработки Трехозерного нефтяного месторождения / Матвеев C.B., Чаун C.B. Н Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 6. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2006. - С. 8 - 12.

4. Матвеев C.B. Анализ работы фонда скважин на Трехозерном месторождении / Чаун C.B., Матвеев C.B. // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 6. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2006.-С. 12-16.

5. Матвеев C.B. Выбор теоретического закона распределения отборов и закачек жидкости на Трехозерном месторождении / Кучумов Р.Я., Матвеев C.B., Золотухин A.A. // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр., Вып. 6. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2006. - С. 16-22.

6. Матвеев C.B. Байесовские оценки параметров распределения отборов нефти и закачек жидкости в условиях Трехозерного месторождения / Кучумов PJL, Матвеев C.B. // Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр., Вып. 2. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2005. - С. 3 -12.

7. Матвеев C.B. Оценка эффективности оптимального управления процессом отбора жидкости на Трехозерном нефтяном месторождении / Кучумов PJL, Матвеев C.B. // Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр., Вып. 2.-Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2005. - С. 12 - 18. ,

8. Матвеев C.B. Оценка эффективности оптимального управления процессом отбора жидкости на Шаимской группе месторождений / Кучумов Р.Я., Матвеев C.B. // Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр., Вып. 2. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2005. - С. 18 - 21.

9. Матвеев C.B. Результаты оценки эффективности оптимального управления процессом отбора жидкости на Трехозерном нефтяном месторождении / Кучумов PJL, Матвеев C.B. // Матер, регион, науч.-техн. конф. «Инновация и эффективность производства», посвященной 50-летию ТюмГНГУ, г. Сургут. - Тюмень, изд-во «Вектор-Бук», 2006. - С.11-12.

10. Матвеев C.B. Выбор теоретического закона распределения отборов и закачек жидкости на Трехозерном месторождении / Кучумов PJL, Матвеев C.B. II Матер, регион, науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых специалистов «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях», посвященной 50-летию ТюмГНГУ, г. Нефтеюганск. - Тюмень, изд-во «Вектор-Бук», 2006 г. - С. 47-48.

Подписано к печати {£.г. Бум. ГОЗНАК.

Заказ Уч.- изд.л. 1.2

Формат 60x84 Усл.печ.л. 1.2

Отпечатано на RISO GR 3770 Тираж 100 экз.

Издательство

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 отдел оперативной полиграфии издательства 625000, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ РАБОТ, ПОСВЯЩЕННЫХ ОСОБЕННОСТЯМ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ НЕФТЕДОБЫЧИ.

1.1. Качественно-структурный анализ надежности добычи нефти.

1.2. Анализ математических методов, применяемых в расчетах надежности нефтедобывающих систем.

1.3. Методы исследования основных показателей надежности функционирования фонда добывающих скважин.

1.4. Характерные особенности и реализация моделей надежности объектов нефтедобычи.

Выводы по разделу

2. АЛГОРИТМИЗАЦИЯ ЗАДАЧИ МОДЕЛИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ ОБЪЕМОВ ОТБОРА НЕФТИ И

ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

2.1. Анализ текущего состояния разработки Трехозерного месторождения.

2.2. Выбор теоретического закона распределения отборов и закачек.

2.3. Оценка параметров распределений отборов и закачек жидкости.

2.4. Анализ результатов оценок параметров распределения и их интерпретация.

2.5. Методика определения оптимальных объемов отбора нефти и закачки жидкости.

Выводы по разделу

3. ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

3.1. Исследование коэффициента технической готовности добывающих скважин при внедрении системы технического обслуживания и ремонта.

3.2. Исследование коэффициента технической готовности нагнетательных скважин при внедрении системы технического обслуживания и ремонта.

3.3. Исследование минимальных удельных затрат при внедрении системы технического обслуживания и ремонта в добывающих скважинах.

3.4. Исследование минимальных удельных затрат при ремонтновосстановительных работах в нагнетательных скважинах.

Выводы по разделу

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМЫ МАССОВОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ШАИМСКОЙ ГРУППЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1. Оценка текущих коэффициентов нефтеизвлечения по результатам исследований.

4.2. Оценка эффективности оптимального управления процессом отбора жидкости на Шаимской группе скважин.

Выводы по разделу

Актуальность проблемы. Опыт управления разработкой нефтяных месторождений показывает, что фактические показатели разработки зачастую значительно отличаются от проектных из-за неполного учета геологических особенностей залежей и недостаточной обоснованности применяемых систем разработки.

На состояние разработки залежей оказывает большое влияние не только соотношение скважин, но и степень освоения различных систем заводнения, характеризующейся отношением объемов отбора и закачки жидкости. Проследить в чистом виде влияние показателей системы заводнения можно в пределах отдельных залежей. Очевидно, что, если степень компенсации отбора закачкой ниже 100%, при постоянных забойных давлениях в добывающих скважинах будет наблюдаться снижение темпов отбора. В то же время полная компенсация отбора закачкой может быть в условиях частичного освоения системы заводнением. В этом случае пластовое давление на ряде участков залежи может быть выше начального, а на других - ниже. Темпы отбора при этом в зависимости от размера этих участков могут или расти, или падать. Очевидно, интенсификацию системы заводнения нужно проводить своевременно, так как она на поздней стадии разработки залежей в условиях высокой обводненности добываемой продукции может привести к усилению обводненности скважин и сокращению их числа.

Критерий надежности органически не входит в число основных показателей нефтедобывающих систем как показатель их работоспособности и не учитывается в полной мере при оптимизации систем нефтедобычи. При этом критерий надежности не противопоставляется другим критериям, а дополняет их, делая оценку систем более полной и объективной. Поэтому решение задач по оптимальному управлению процессами закачки и отбора жидкости при водонапорном режиме разработки нефтяных месторождений имеет не только научное значение, но и большую практическую ценность.

Цель работы. Научное обоснование эффективности разработки нефтяных месторождений с применением системы технического обслуживания и ремонта скважин.

Основные задачи исследований.

1. Провести системный структурный анализ надежности добычи нефти, проанализировать математические методы, применяемых в расчетах надежности нефтедобывающих систем и выделить характерные особенности реализации моделей надежности объектов нефтедобычи.

2. Провести анализ особенностей текущего состояния разработки Трехозерного месторождения, разработать алгоритмы и программные продукты для выбора теоретических законов распределения объемов добычи нефти и закачек жидкости, а также для оценки параметров их распределения статистическими байесовскими методами.

3. Разработать алгоритм и программный продукт для моделирования оптимальных объемов добычи нефти и закачки воды на месторождениях.

4. Исследовать критерии оптимального управления при внедрении системы технического обслуживания и ремонта в добывающих и нагнетательных скважинах на различных этапах разработки месторождений.

Методы решения задач и достоверность результатов. Для решения поставленных задач использовались методы теории вероятностей и математической статистики, теории надежности и массового обслуживания с широким применением компьютерных средств.

Достоверность результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и сопоставления результатов модельных исследований и фактических данных на конкретных месторождениях, а также байесовских методов статистического оценивания законов распределения объемов отбора и закачки жидкости на месторождениях. Научная новизна.

1. Разработана новая методика, алгоритмы и программные продукты для обработки промысловой информации об объемах добычи нефти и закачки жидкости и принятия решения по оптимальному управлению процессами разработки нефтяных месторождений.

2. Впервые на основе обработки фактических данных установлено, что объемы отбора нефти и закачки жидкости в пласт описываются распределением Вейбулла и нормальным законом.

3. Научно обосновано, что применение системы технического обслуживания и ремонта скважин при разработке нефтяных месторождений обеспечивает более высокие темпы отбора нефти и сокращает сроки разработки залежей.

4. Разработана методика расчета оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости на месторождениях, при водонапорном режиме, разрабатываемых различными системами заводнения.

Основные защищаемые положения.

1. Системный анализ специфических особенностей обеспечения надежности системы нефтедобычи, направленные на выработку управляющих воздействий для поддержания эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии и обоснование влияния надежностных характеристик используемого скважинного оборудования на уровень добычи нефти.

2. Впервые полученные на основе обработки промысловых данных законы распределения объемов добычи нефти и закачки жидкости.

3. Алгоритм и программные продукты для выбора и оценки параметров распределений объемов добычи нефти и закачки жидкости, основанных на байесовских оценках по цензурированным выборкам, в условиях частичной априорной определенности и на эмпирических оценках показателей надежности.

4. Методика расчета оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости на месторождениях при различных системах заводнения.

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанная автором методика по управлению процессами добычи нефти и закачки жидкости позволяют повысить эксплуатационную надежность скважинного оборудования и, как результат этого, обеспечиваются более высокие темпы отбора нефти и текущие коэффициенты нефтеизвлечения, а также сокращение сроков разработки нефтяных месторождений.

Предложенная методика принята «СургутНИПИнефть» для использования при составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», посвященной 50-летию ТюмГНГУ (21 — 22.04.2006 г., г. Сургут), на региональной научно-технической конференции «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (30 - 31.03.2006 г., г. Нефтеюганск), на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» (2003 - 2006 г.г., ТюмГНГУ, г. Тюмень).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных статей, в том числе 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

В работе представлены результаты, полученные лично автором, а также совместных исследований с сотрудниками кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, их решение, методы исследований, обобщения данных и апробация методик.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 143 наименования и приложения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обосновано, что сложившаяся на Трехозерном месторождении технология разработки не обеспечивает выполнение проектных уровней добычи нефти, что в конечном итоге приводит к не обеспечению утвержденного коэффициента нефтеизвлечения и требует принятия дополнительных технологических решений, которые позволили бы вести рентабельную разработку месторождения и обеспечили бы достижение утвержденного коэффициента нефтеизвлечения. Отставание в отборах жидкости связано с большим количеством простаивающих скважин.

2. Впервые на основе обработки промысловых данных установлено, что отказы скважинного оборудования при добыче нефти и насосов, используемых при закачке жидкости описываются распределениями Вейбулла и нормального закона. Оценка параметров распределения объемов добычи нефти и закачки жидкости байесовскими статистическими методами показала, что полученные законы распределения практически не превышают истинные возможности, а в большинстве случаев занижают, указывая на наличие дополнительных ресурсов для добычи нефти и закачки жидкости.

3. Для определения оптимальных объемов добычи нефти и закачки жидкости разработана методика и алгоритмы их расчета, программно реализованные при критериях оптимальности, характеризующих технико-экономические показатели эффективности применения системы технического обслуживания и.ремонта скважин, в среде программирования Borland Delphi 7.0.

4. Установлено, что при оценке эффективности применения аварийно-плановой системы технического обслуживания и ремонта скважин при разработке нефтяных месторождений и решении задачи оптимального управления процессами добычи нефти и закачки жидкости необходимо использовать в качестве основного критерия оптимальности maxKr(Q). Вычислительные эксперименты показали, что внедрение системы аварийно-плановых ТОР позволяет за весь период разработки Трехозерного месторождения обеспечить текущий коэффициент нефтеизвлечения на 5,3% больше фактического, Даниловского месторождения - на 1,8%, Мулымьинского - на 2%, а на Ловинском месторождении обеспечивается увеличение темпа отбора до 23,2%.

1. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра: 1985, с.182.

2. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефт. хоз-во. 1995. № 4, с. 10.

3. Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии к месторождениям Российской Федерации // Нефт. хоз-во,- 1993, № 10, с.6.

4. Kalpakci В, Art T.G., Barker J.W.,Krupa A.S., Morgan J.S. and Neira R., "The Low Tension Polimer Flood approach to Cost- Effective Chemical EOR", SPE 20220/ presented at the 1990 SPE/DOE Enhancel OIL Recovery Symposium, Tulsa, April 22-25/ 1990/

5. Austad Т., Fjeide J., Veggeland K., Taugral K., " Physicochemical Principles of Low Tension Polimer Flood Seventh European Symposium on Improved Oil Recovery 27-29 October 1993, Moscow, Russia.

6. Городнов В.П. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи.// Сб. научн. тр. Куйбышев: Гипровостокнефть, 1987, с.206.

7. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с. 438.

8. Ахметов И.М. , Шерстнев Н.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра; 1989, с. 254.

9. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. Разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. - 1994, Т.1, с.170.

10. Фахретдинов Р.Н., Еникеев P.M., Мухаметзянов Р.С. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. -1994. №5 с. 12.

11. Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.:Недра. -1985, с. 431.

12. Лискевич Е.И. Комбинированное вытеснение нефти водой и газом./ Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М.: Наука, 1976, с.205-211.

13. Федоров К.М., Шарафутдинов Р.Ф. О неизотермическом вытеснении нефти из пористой среды водой и газом./ Механика многофазных систем М., Недра, 1986, с. 81-90.

14. Fedorov К.М., Zubrov Р.Т., Placement of gels in stratified reservoirs using a sequential injection technique // J of Petr. Science and Enq nq, vl5, N,1996. p.69-80.

15. Баренблат Г.И., Ентов B.M. Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984, 211 с.

16. Азиз X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем М.: Недра, 1982, 408 с. (пер. с англ.).

17. Халимов Е.М., Леви Б.И. Пономарев С.А. Технология увеличения добычи нефти М.: Недра 1984.

18. Labrid J.C. Thermodynamic and kinetic aspects of arqillaceous / sandstone acidizinq.// Soc. Petr. Enq| J, V.25, No 2, 1975, p. 117-128.

19. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. -М.: Недра, 1990-224 с.

20. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996, 382 с.

21. РД 39-131-93 "Методическое руководство по применению имитационной системы для контроля выработанности запасов нефти, выбора и оценки методов воздействия на пласты". Казань, 1993, 91 с.

22. Булыгин Д.В., Киполь В.Л. Прогнозирование добычи нефти методом сопряженных многомерных адаптаций моделей // Нефтепромысловое дело. Москва, 1995 с. 25-28.

23. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы ново перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Нефтепромысловое дело, 1995, № 2-3, 38-41 с.

24. Бабалян Г.А. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1962, 282 с.

25. Dowell develops non.-polymer gel system to plug thief zones // Enhanced Recovery Week. -March 16, 1987.-P.2

26. Еремин H.A. Моделирование разработки месторождений нефти методами нечеткой логики: Авторефер. дис. . докт.техн.наук (Спец. 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефт. и газ. мест.) / ГАНГ им. И.М. Губкина.-М.:, 1995-50с.

27. Леви Б.И., Санкин В.М. и др. Геолого-математическая модель Добровольского месторождения / -Нефтепромысл. дело: НТЖ / ВНИИОЭНГ, 1994, N5, С. 13-17

28. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.-308с.

29. Iyoho Amelcan. Selecting Enhanced Oil Recovery Process " World Oil", 1978, N6, pp. 61-64

30. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана -Уфа: Баш. изд-во "Китап", 1994,-180с.

31. Кучумов Р.Я., Нурбаев Б., Кучумов P.P. Моделирование надежности нефтепромысловых систем и ремонтно-изоляционных работ в осложненных условиях. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1998. — 224 с.

32. Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Классификация эффективности ГТМ на скважинах на основе последовательного анализа Вальда //Биниальность и гомология в геологии: Тезисы докладов международного симпозиума. Тюмень, ТюмГНГУ,1996 -с.48-50.

33. Занкиев М.Я., Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Классификация эффективности ГТМ на скважинах методом потенциалов // Биниальность и гомология в геологии: Тезисы докладов международного симпозиума. -Тюмень, ТюмГНГУ, 1996 с. 50-52.

34. Кучумов P.P., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Методика выбора оптимальной стратегии проведения ГТМ на скважинах // Биниальность и гомология в геологии: Тезисы докладов международного симпозиума. -Тюмень, ТюмГНГУ, 1996 с. 52-54.

35. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев Ю.А. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов.- Уфа: изд-во "Гилем", 1997.-106с.

36. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев Ю.А., Мухаметшин В.Ш. , Сиднев А.В. «Геолого технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных территорий.», Уфа, 1997.

37. Drake E.N., Calcavecchio P. Plugging Wellbores. US. Patt. №392722, 28.06.82; Exxon Research engineering Co.

38. Мирзаджанзаде A.X., Зайцев Ю.В. и др. Методическое руководство по выбору объектов для проведения методов воздействия на призабойную зону. М.: ВНИИнефть, 1974.

39. Мирзаджанзаде А.Х., Булатов А.И. и др. Методическое руководство по применению методов распознавания образов при промывке и креплении скважин. Краснодар, ВНИИКрнефть, 1974.

40. Дементьев Л.Ф., Хитров Е.А., Шурубор Ю.В. Применение информационных мер в нефтепромысловой геологии. Пермь, сборн. трудов ПермНИПИнефть, вып. 10, 1974.

41. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М.: Недра, 1964-320 с.

42. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Анализ работы бригад подземного и капитального ремонта скважин //Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999. — С. 114-118.

43. Меньшиков А.Г., Кучумов P.P. Анализ уровня удельных затрат при проведении ТОиР УЭЦН в условиях ТПП "Урайнефтегаз" //Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Выпуск третий, 4.1. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. - С.

44. Кучумов P.P., Пчелинцев Ю.В., Тарахома А.Б. Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин в осложненных условиях/ //Моделирование технологических процессов нефтедобычи. — Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999. С. 118-120.

45. Афанасьев В.А. и др. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими свойствами на месторождениях Западной Сибири// Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - № 12. - С.23-24.

46. Афанасьев В.А., Резник А.Н., Черников Л.И. Повышение эффективности эксплуатации насосных скважин //НТЖ. Нефтяное хозяйство. -М., 1979.-№10.-С. 49-51.

47. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. — М.: Недра, 1987.-264 с.

48. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. М.: Высшая школа, 1982.

49. Барзилович Е.Ю. Некоторые случаи профилактического обслуживания систем с резервированием. М.: Энергия, 1964.

50. Бравичева Т.Б. Обоснование выбора совокупности факторов, влияющих на межремонтный период глубиннонасосных скважин. Автореф. дис. канд. техн. наук. М.: МИНГ им И.М. Губкина, 1987.

51. Выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем/ P.P. Кучумов, Ю.В. Пчелинцев, А.Б. Тарахома //Моделирование технологических процессов нефтедобычи. — Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999.-С. 135-139.

52. Гасанов А.П. Аварийно-восстановительные работы в нефтяных и газовых скважинах. -М.: Недра, 1987. 182 с.

53. Гасанов А.П. Восстановление аварийных скважин. / Справочник./ -М.: Недра, 1983.- 128 с.

54. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965.

55. Давлетшин Х.Г. и др. Резервы повышения КПД насосных установок, для добычи нефти// // Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - №3. - С. 19-21.

56. Дружинин В.Г. Надежность автоматизированных систем. -М.: Советское радио, 1974.

57. Исакович Р.Я., Блохина М.Г., Бравичева Т.Б. и др. Методика построения функции распределения времени безотказной работы и восстановления скважин. М.: МИНХ им. ИМ. Губкина, 1979, № 147.

58. Кучумов P.P., Виденеев В.И. Исследование влияния полетов установок ЭДН на техническую готовность скважин //Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Выпуск второй. — Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2001.-С. 157-163.

59. Исследование технической готовности установок ЭЦН в наклонно направленных скважинах/ P.P. Кучумов, Р.Я. Кучумов, В.И. Виденеев

60. Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Выпуск второй. -Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2001. С. 139-145.

61. Тарахома А.Б., Кучумов P.P., Кучумов Р.Я. Исследование факторов, определяющих непроизводительное время и пути их уменьшения //Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999. - С. 111-114.

62. Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1973.

63. Каменев В.Н., Гордиенко М.Л., Нагула В.Д. Оценка эффективности мероприятий по увеличению межремонтного периода работы скважин// Сер. «Нефтепромысловое дело». М.:

64. Козлов Б.А., Ушаков И.А. Справочник по расчету надежности аппаратуры радиоэлектроники и автоматики. М.: Советское радио, 1975. -472с.

65. Кучумов P.P. Определение оптимальных значений показателей надежности нефтепромысловых систем // Изв. вузов Нефть и газ. — 1997. -№6.-С. 110.

66. Кучумов P.P. Технико-экономический анализ остаточного ресурса скважинного оборудования // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всерос. науч.-техн. конф. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 1998. - С. 56-58.

67. Кучумов Р.Я., Булгаков P.P. Методика управления надежностью нефтепромыслового оборудования по данным эксплуатации скважин — М.: ВНИИОЭНГ, 1992.

68. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 1995 -216 с.

69. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем. — Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999- 135 с.

70. Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2000. - 171 с.

71. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г. и др. Применение вероятностных методов к решению задач нефтедобычи. Уфа: УНИ, 1984. - 94 с.

72. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. — Уфа: Башкнигоиздат, 1983. 1 12 с.

73. Мазитов И.Ф., Пчелинцев Ю.В. Анализ, выбор и установление оптимальных режимов работы глубиннонасосного оборудования (ШГН, ЭВН, ЭЦН). Нефтекамск: Нефтяник, 1971. - 34 с.

74. Максимов В.П., А.А. Афанасьев, А.В. Елизаров. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири// Сер. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981. №4.

75. Кучумов Р.Я. , Кучумов P.P. Методика оценки эффективности подземных ремонтов по данным эксплуатации скважин // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докл. междунар. науч.- техн. конф. 21-23 мая 1996 г. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 1996.

76. Методика статистической обработки данных информации о надежности технических изделий на ЭВМ. М.: Изд-во стандартов, 1978. - 52 с.

77. Мищенко И.Т. Основные факторы, осложняющие процесс добычи нефти// Научн. техн. сб. Технология и техника добычи высоковязких нефти. Тр. МИНГ им И.М. Губкина № 165- М.: Изд-во МИНГ им И.М.Губкина, 1982.

78. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б. Влияние сероводорода на эксплуатационную надежность глубиннонасосного оборудования// Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - №12. - С. 4-8.

79. Кучумов P.P., Пяльченков Д.В., Пяльченков В.А. Моделирование надежности работы глубинных насосов от условий их эксплуатации/ //Моделирование технологических процессов нефтедобычи. — Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999. С. 169-172.

80. Кучумов Р.Я., Пяльченков Д.В., Кучумов P.P. и др. Моделирование наработки на отказ глубинных насосов от условий их эксплуатации // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999.-С. 164-169.

81. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Особенности эксплуатации импортных УЭЦН в наклонно-направленных скважинах // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. — Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999.-С. 129-131.

82. Мухаметшин Р.К., Горшенина В.П., Хасанов М.М. и др.Оценка технико-экономической эффективности проведения ремонтных работ на нефтедобывающих скважинах/ // НТЖ. Нефтяное дело. 1995. - № 8-10. - С. 78-81.

83. Уразаков К.Р., Янтурин А.Ш. Повышение межремонтного периода работы наклонно, направленных скважин // Тр. БашНИПИнефть, 1988. -Вып.78. С. 110-121.

84. Пчелинцев Ю.В. Причины отказов насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1999. - С. 85-93.

85. Пчелинцев Ю.В. Эксплуатация часто ремонтируемых наклонно направленных скважин М.; ОАО «ОВНИИОЭНГ», 2000. -372 с.

86. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. 520 с.

87. Райкин А.Л. Вероятностные модели функционирования резервированных устройств. — М.: Наука, 1971.

88. Савчук В.П. Байесовские методы статистического оценивания. Надежность технических объектов М.: Наука, 1989, - с. 62-228.

89. Сагитова Р.Г., Кучумов Р.Я., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования — Уфа, Башкирское книжное издательство, 1983, с. 112.

90. Саттаров М.М. Полудень И.А. Анализ межремонтного периода эксплуатации скважин// НТЖ Нефтяное хозяйство. М.: 1984. - №12. - С. 4757.

91. Стрешипский И.А. Увеличение межремонтного периода и повышение кпд погружных ЦЭН в осложненных условиях их эксплуатации / Тр. ВНИПИнефть, № 26. М.: ВНИПИнефть, 1982.

92. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных скважин. — М.: Недра, 1993.

93. Черкесов Г.Н. Надежность технических систем с временной избыточностью. М.: Советское радио, 1974.

94. Шор Я.Б. Прикладные вопросы теории надежности. — М.: Знание,1966.