автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Исследование и моделирование показателей надежности глубинно-насосного оборудования в наклонно-направленных скважинах

На правах рукописи

УХАЛОВ КОНСТАНТИН АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ (на примере Кальчннского месторождения)

Специальность 0S.13.01 - Системный анализ, управление и обработка

информации (нефтегазовая отрасль)

>

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2005

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет».

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор, Заслуженный работник Высшей школы Российской Федерации Кучумов Рашит Ямгитдинович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Спасибов Виктор Максимович кандидат технических наук, Пальянов Петр Александрович

Ведущая организация: ОАО «Сибирский научно-

исследовательский институт

нефтяной промышленности»

Защита состоится 20 января 2006 года в 1522 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.08 при ТюмГНГУ по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 16 декабря 2005 года.

Ученый секретарь ^

диссертационного совета /Пономарева Т.Г.

0,00 (р к т

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Современное состояние нефтедобычи в Западной Сибири требует решения задач, связанных с оптимизацией работы механизированного фонда и повышения надежности скважинного оборудования. Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений Западной Сибири является разбуривание их исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами (ННС). Наклонно направленный характер профиля в сочетании с рядом факторов осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти. К другим осложняющим факторам эксплуатации относятся сравнительно большая глубина залегания пластов, высокое содержание воды и газа, отложения парафина и неорганических солей, образование высоковязких эмульсий.

При эксплуатации глубинно-насосных установок в осложненных условиях актуальной задачей является повышение надежности их работы. Максимальное увеличение показателей эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок достигается не только совершенствованием традиционных технических средств механизированной добычи (электроцентробежных и скважинных штанговых насосов), но и внедрением новых прогрессивных способов анализа и обработки промысловой информации.

Современные информационные технологии и вычислительная техника позволяют с большей достоверностью решать задачи повышения надежности работы глубинно-насосного оборудования на основе применения методов математического моделирования, теории вероятности и теории надежности.

Цель работы - исследование основных показателей надежности глубинно-насосных установок и моделирование эффективности системы технического обслуживания скважин в условиях Кальчинского месторождения.

Основные задачи исследований:

• анализ влияния геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок;

• численное моделирование технико-экономических показателей применения системы технического обслуживания и ремонта скважин для различных типов глубинно-насосных установок;

• разработка метода подбора скважинного оборудования на основе раннего диагностирования показателей работы глубинно-насосных установок;

• определение пороговых значения геолого-промысловых и технологических параметров скважин, обеспечивающих эффективную работу глубинно-насосных установок;

• разработка методики оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок на основе методов распознания образцов.

Методы решения задач

При решении поставленных задач были использованы методы математической статистики, теории вероятности и теории надежности. Решение задач осуществлялось на основе обработки фактических промысловых данных по работе скважин Кальчинского месторождения.

Научная новизна

1. На основе обработки промысловой информации впервые установлены закономерности влияния геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосиых установок.

2. Разработан новый метод подбора типа и режима работы гпубинно-насосных установок на основе расчета диагностических коэффициентов.

3. Впервые, для условий Кальчинского месторождения, произведено моделирование системы технического обслуживания глубинно-насосных установок и установлены оптимальные параметры проведения ремонтных работ.

4. Предложена методика оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок с применением метода потенциальных функций.

Практическая ценность работы

1. На базе расчета диагностических коэффициентов предложены диаграммы для выбора типа и режима работы глубинно-насосных установок.

2. Разработано методическое руководство по повышению эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок и выбору их режимов работы в условиях Кальчинсюого месторождения.

3. Разработан программный комплекс по моделированию технико-экономических показателей эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин.

4. Разработан программный продукт, позволяющий определять остаточный ресурс глубинно-насосных установок с помощью метода потенциальных функций.

Реализация результатов работы

На основе полученных результатов исследования разработано и внедрено методическое руководство по выбору режимов работы глубинно-насосных установок и повышению их надежности. Годовой экономический эффект от внедрения методического руководства на Кальчинском нефтяном месторождения составил 3,54 млн. руб.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета, «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий», Тюмень, 2002г.; на научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко, «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», Тюмень, 2002г; на международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения», Самара, 2002г; на научно-практической конференции «Геолого-промысловые исследования скважин и пластов», Тюмень, 2003г; на областной научно-практической конференции «Электроэнергетика и применение

передовых современных технологий в нефтегазовой промышленности», Тюмень, 2003г; на первой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений», Тюмень, 2003г, на международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и энергетике», Тюмень, 2003г.

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 19 печатных работ и одно методическое руководство.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 111 наименований и приложения. Работа изложена на 192 страницах печатного текста, содержит 18 таблиц и 76 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность и реализация результатов работы.

В первом разделе проведен анализ работ в области надежности скважинного оборудования и рассмотрены основные направления ее повышения.

Основа теории глубинно-насосного способа добычи нефти была разработана в 40-50 годы прошлого столетия. Глубинно-насосная эксплуатация скважин относятся к сложным, с точки зрения оптимизации, процессам. Данный факт обусловлен наличием большого количества взаимосвязанных параметров, изучение и контроль, которых сложно осуществить. Необходимость одновременного регулирования довольно большого количества параметров затрудняет комплексное решение проблемы работы фонда скважин.

В процессе эксплуатации скважин одной из основных задач является обеспечение их надежной работы. С этой целью в первом разделе рассмотрены основные понятия и характеристики надежности глубинно-насосного оборудования. Проведен анализ существующих методов исследования, показателей эксплуатационной надежности скважинного оборудования.

В настоящее время разработано много современных способов обеспечения работоспособности глубинно-насосных установок. Основными их задачами является эффективная эксплуатация скважин, при которой достигается, с одной стороны - ожидаемый дебит, а с другой - достаточная надежность в работе глубинно-насосного оборудования. Существует много методик подбора глубинно-насосного оборудования, нашедших применение в нефтедобывающей промышленности: А.Н. Адонина, A.C. Вирновского, А. М. Пирвердяна, И.А.Чарного, П. Д. Ляпнова, И. М. Муравьева, И. Т. Мищенко, Р. Я. Кучумова, А. А. Богданова, K.P. Уразакова, В.И. Дарищева, В.Н. Ивановского, Ш.К. Гиматудинова и ряд других. Однако, каждая из них не учитывает надежность работы подземного оборудования. Следовательно, методику по подбору глубинно-насосного оборудования необходимо адаптировать к условиям конкретного месторождения на основе оценки надежности оборудования при существующем режиме работы скважин.

Развитие информационных технологий позволяет с большей точностью решать поставленные задачи на основе применения методов математического моделирования, теории вероятности и теории надежности.

Другим фактором, определяющим эффективную эксплуатации скважин, является система ее обслуживания и ремонта. Одним из перспективных направлений, позволяющим повысить эксплуатационную надежность работы нефтепромысловых систем, является организация планово-предупредительных ремонтов (ППР) скважин и их подземного оборудования. Задачей обслуживания является увеличение сроков эксплуатации оборудования и уменьшение его организационных простоев.

Оценка показателей технического обслуживания и ремонта (ТОР) скважин была выполнена для условий ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», АНК «Башнефть», ТПП «Урайнефтегаз» и ОАО

«Роснефть-Пурнефтегаз». В результате выявлено, что на различных месторождениях отказы скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными (ШСН) и электроцентробежными насосными (ЭЦН) установками, подчиняются распределению Вейбулла. Однако, неодинаковые геологические условия, режимы эксплуатации насосов, физико-химические свойства продукции и характеристики конструкции скважин приводят к построению законов распределения отказов глубинно-насосных установок с различными параметрами распределения. Таким образом, для каждого конкретного месторождения необходимо определять показатели технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок, позволяющие эффективно осуществлять ремонтные работы на скважинах.

Во втором разделе проведен анализ причин отказов скважинного оборудования и исследование влияния геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок.

На основании анализа причин отказов установок ШСН и ЭЦН, возникших в течение восьми лет, определены основные причины выхода их из строя. В результате выявлено, что основной причиной отказов УШСН является обрыв штанг (42,6%), а для УЭЦН - отказы погружного кабеля (51,1%).

В данном разделе рассмотрено влияние продуктивности, обводненности продукции, показателей искривления скважины и режима работы насоса на интенсивность отказов установок ШСН и ЭЦН. В зависимости от используемого типа глубинно-насосного оборудования скважины были разбиты на шесть групп. Для решения данного вопроса применялись статистические методы исследования, основанные на проверке групп скважин на однородность и определении теоретического закона распределения отказов глубинно-насосных установок. Проверка групп скважин на однородность по наработке на отказ выполнена с использованием критерия хи-квадрат:

у=_1_у (п,'Н2-п,"Н)' (1)

Н-Ы,- п' + п,"

где I — число интервалов статистического ряда; <" п,' — частота в 1-м интервале для первого распределения;

N1 — общее число значений случайной величины для первого распределения;

п" — частота в ¡-м интервале для второго распределения; N2 — общее число значений случайной величины для второго распределения;

( Оценка близости статистического и теоретического распределений 'произведена по критерию К. Пирсона (X2) и А. Н. Колмогорова. Критерий X2 определяется по формуле

>(п,-пР,)г h пР •

(2)

где К — число интервалов статистического ряда; П) — частота в i-м интервале; п — общее число значений случайной величины;

Pi — теоретическая вероятность попадания случайной величины в i-й интервал.

При использовании критерия А.Н. Колмогорова строят статистическую функцию распределения F*(x) и теоретическую функцию распределения F(t) для распределения Вейбулла. Затем оценивают максимальную величину расхождения между функциями F*(t) и F(t), т.е.

Dmax= F*(x) - F(t). (3)

По результатам обработки промысловых данных по наработке на отказ установок ШСН и ЭЦН построены законы распределения интенсивности -отказов. Определено, что интенсивность отказов гаубинно-насоснош оборудования в зависимости от геолого-промысловых и технологических параметров работы скважин на Кальчинском месторождении описываются нормальным законом распределения или распределением Вейбулла (таблица 1 ).

Таблица 1- Законы распределения интенсивности отказов глубинно-насосных установок в зависимости от геолого-промысловых и технологических параметров скважин

Наименование показателя Тип насоса

НВ1Б-32 НВ1Б-44 НН2Б-44 ЭЦН-5® эцн^о эцн-во

1 .Коэффициент продуктивности, мЗ/сут-МПа. Я(г)« 0,3859 — 4,1 м Л(г)»<и054 г т" -1.11.2]

2.Глубииа спуска насоса, м. лп-мигГ1457-5"'! «г).0.0ЮЗ/; 135*2-г1 4г)-0.0015/; '1«417-г"| иг» ] Л(г).<Ш03/ 1«5М-г ад-олотЦ 15*3-г]

ад а01/'[ см ] Л(г)-0.0076/| |по J *>* ] »74 . 13*1 \

3 .Длина хода полированного штока, м. ДМ-««^] Д(г). 0.027/ '227,1-г] 37,1 ] Я(г)«00М/, [21и-г"1 н» ] МО-0.029/, 21«-г' «-»■НЭД

4.Число качаний ■ минуту

5.0бводнениостъ продукция, Ч ад.0,032^' и м «•»■"НшГ Жг)-0.039(^['

(.Динамический уровень жидкости, м. ад. 0,002; —Г .967,4] 3.1 *>-«ЧгйГ «•»-НшГ

7.Угол подвески насоса, градус ад-0,06т; г .31,0. и и ад-оЦ^]*' ад-<ио4( иг .183.1

8.Максимальный угол наклона, градус и ад-о,п7( иг ад-0,091 ¿г

9.0тклоненне забоя от вертикали, м «■»■НжгГ ад-ооог —Г ^'НщзГ

Ю.Глубина максимальной кривизны, м «•»-"•{зпэГ ^-НаьГ

11 Глубина начала искривлении, м

12.Угол начала искривления, градус ад-««^ 1.1 ад-одав^ 1.5 ад-о^]" ^"ЦщГ

13.Среднее содержание КВЧ, мг/л ад.оЦ^]"

14.Максимальная интенсивность искривления ствола скважины, градус/Юм ^■«Чпг

Анализ полученных законов распределения Интенсивности отказов гаубинно-насосных установок в зависимости от геолого-промысловых и технологических параметров скважин показывает; что интенсивность отказов имеет вид непрерывно возрастающей функции. Характер функции свидетельствует о накоплении в деталях скважинного оборудования необратимых изменений в результате физических, химических и других процессов: усталости, изнашивания и старения.

По результатам исследования геолого-промысловых параметров скважин установлено, что наибольшее влияние на интенсивность отказов установок ШСН оказывает обводненность продукции. Для установок ЭЦН наибольшее влияние на интенсивность отказов оказывает параметр, характеризующий продуктивность скважины.

Анализ графических зависимостей, полученных для технологических параметров скважин, показал, что наибольшее влияние на интенсивность отказов электроцентробежных и штанговых насосных установок оказывают параметры, характеризующие углы искривления скважины.

При сравнении трех типов УШСН установлено, что с ростом параметров искривления скважин наименьшая интенсивность отказов достигается в скважинах, оборудованных насосами НВ1Б-32. При этом различное конструктивное исполнение и тип крепления цилиндра не выявили I преимущество одного насоса перед другим.

Третий раздел посвящен моделированию эффективности системы > технического обслуживания и ремонта скважин с различными типами

гаубинно-насосных установок. Произведена оценка коэффициента готовности, минимальных затрат и максимальной прибыли.

В работах Р.Я. Кучумова, Р.Р. Кучумова, Ю.В. Пчелинцева показано, что в промысловых условиях наиболее эффективна аварийно-плановая система технического обслуживания и ремонта скважин. Поэтому автором применена данная система для оценки технико-экономических показателей ремонта и обслуживания гаубинно-насосных установок в условиях Нальчикского нефтяного месторождения (4)-(6).

Максимум коэффициента готовности:

Кг =---, (4)

1 + (Т,-Тп)Х(т0)'

где т0- оптимальный период проведения ремонтных работ, сут; Х(г0) - интенсивность отказов;

Т,- время проведения аварийного ремонта, при условии Т,>ТП, сут; Т„- время проведения планового ремонта, сут. Минимальные удельные затраты определяются по формуле:

min С*(тМСЛ,-С„-Тп)-Х(т0), (5)

где С„- стоимость проведения аварийного ремонта, руб; С,- стоимость проведения планового ремонта, руб; Максимальная удельная прибыль вычисляется:

<в

где С0- прибыль получаемая системой за единицу времени, руб; На основе интерпретации промысловых данных по наработке на отказ установок ШСН и ЭЦН установлено, что их отказы подчиняются распределению Вейбулла с функцией распределения и интенсивностью отказов, представленной в таблице 2.

Таблица 2-Законы распределения отказов насосных установок

№ п/п Тип насоса Функция распределения отказов Интенсивность отказов

1. НВ1Б-32 F(r) = l-exp f-i—'11 Л(г) = 0.011 -1 г 131,9 .4

2. НВ1Б-44 F(r) = l-exp i-p-' Vi 97,6. M Л(т) = 0.008 lf—^—1

3. НН2Б-44 F(r) = l-exp Л( г) = 0.0077 .193,8. Li

4. ЭЦН-50 F(r)=l-exj f-i—' UvJ J ' Я(г) = 0,0041 г .315,7 "I1 *

5. ЭЦН-60 F(r) = 1 - exp (з15,о) Я(г) = 0,0057 т .315,0. U

6. ЭЦН-80 F(r) = 1 - exp -(—Г . 1.408,2J А(т) = 0,0034 т _408,2 1 «

По результатам моделирования следует вывод, что в условиях Кальчинского нефтяного месторождения внешний вид полученных кривых для установок ШСН и ЭЦН имеет схожий характер с различием только в количественных показателях. Сравнивая величину количественных показателей для установок ШСН и ЭЦН, выявлено, что наибольшие значения коэффициента готовности и показателей экономической эффективности ТОР достигаются при уменьшении времени плановых ремонтов. Установлено, что при времени выполнения плановых ремонтов близким к продолжительности аварийных ремонтов не может быть обеспечен высокий коэффициент технической готовности ТОР. Таким образом, целесообразно применять систему технического обслуживания при отношении времени аварийного и планового ремонта больше значения 1,6.

Моделирование системы технического обслуживания и ремонта штанговых установок позволяет получить коэффициент готовности на уровне 0,9374-0,9609 при изменении периода оптимальных ремонтов до 133 до 833 сут. Для электроцентробежных установок коэффициент готовности изменяется на уровне 0,9661-0,9757, а оптимальный периода проведения ремонтов - от 170 до 950 сут. Проведенное исследование по оценке эффективности технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок показало, что для достижения минимальных удельных затрат и максимальной удельной прибыли необходимо выбрать оптимальные сочетания времени и стоимости восстановительных работ. Выявлено, что оптимальные периоды проведения аварийно-плановых ТОР, обеспечивающие минимальные удельные затраты и максимальную удельную прибыль, значительно ниже чем, оптимальные периоды, при которых достигается максимум коэффициента готовности. Таким образом, максимум коэффициента готовности следует рассматривать как основной критерий оптимальности при организации технического обслуживания и ремонта скважин.

При реализации системы технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок по критерию максимума коэффициента готовности в условиях Кальчинского месторождения достигаются максимальные технико-экономических показатели, представленные в таблице 3.

Таблица 3 - Технико-экономические показатели системы ТОР

Тип Коэффициент Удельные Удельная

насоса готовности, д.е. затраты, руб. прибыль, руб.

НВ1Б-32 0,9399 16500 40800

НВ1Б-44 0,9609 8700 48600

НН2Б-44 0,9591 9720 48000

ЭЦН-50 0,9681 10200 47700

ЭЦН-60 0,9729 6000 51600

ЭЦН-80 0,9757 8700 50790

Четвертый раздел посвящен разработке метода подбора скважинного оборудования и оценке остаточного ресурса глубинно-насосных установок с помощью методов распознания образцов.

Построение законов распределения, с одной стороны, требует наличия выборки сравнительно большого объема, что связано со значительной затратой времени. С другой стороны, полученный закон распределения не учитывает влияние геолого-промысловых и технологических параметров на эксплуатационную надежность скважинного оборудования. Для решения данной задачи применены методы адаптации и обучения, а именно, методы распознавания образов.

Простейшим алгоритмом распознавания образов является метод

I

потенциальных функций, который состоит из обучения и экзамена. В основе метода лежит процедура построения двух функций ФА(Х) и ФВ(Х). Затем, после окончания «обучения», начинается «экзамен», т.е. предлагается относить показанную на экзамене точку к классу А, если Фд(Х)> Фв(Х), и к классу В, при обратном знаке неравенства.

Типичный пример потенциальной функции:

Ф,(Х) = I ехр["1-| (X, -X/)2] > (7)

где 1-информативность параметров; ¡=1,2,..., т - число классов объекта;

г=1,2,.......,к - число объектов данного класса;

у=\,2,..., п - число компонент вектора состояния X.

Информативность ¡-диапазона ^признака определяется по формуле: 1(х;)=^О(Х;)[Р(Х^)-Р(Х,1,)]. («)

где Е)(Х])-диагностический коэффициент ^признака в ¡-диапазоне;

Р(х%), Р(х^)-вероятность появления у ¡-диапазона3-признака в группе А и В соответственно.

Диагностический коэффициент определяется следующим образом:

000-1018^2. (9)

' Р(хч)

Для реализации метода потенциальных функций вычислены значения информативности следующих параметров: коэффициента продуктивности, обводненности продукции, динамического уровня жидкости, глубины спуска насоса, длины хода полированного штока, числа качаний в минуту, среднего содержание КВЧ, отклонения забоя от вертикали, угла подвески насоса, максимального угла наклона, глубины максимальной кривизны, глубины начала искривления, угла начала искривления, максимальной интенсивности искривления ствола скважины.

При эксплуатации наклонно-направленных скважин возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны - ожидаемого дебита скважин, а с другой - достаточной надежности работы оборудования. Один и тот же дебит скважины, в общем случае, можно обеспечить множеством различных режимов работы насосного оборудования. Среди этого множества существует и оптимальная область, индивидуальная для каждой скважины. Для выбора рационального режима работы скважины необходимо как можно точнее оценить ее существующий режим. Следовательно, в работе рассмотрены как геолого-промысловые, так технологические параметры скважин, оказывающие влияющие на надежность работы глубинно-насосных установок. По результатам расчета диагностических коэффициентов получены диаграммы, позволяющие учитывать надежность при выборе типа и режима работы глубинно-насосных установок (рисунок 1-8).

4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 -1.0} -2.0 -3.0 •4.0 -5.0 -6.0

о

Г- -,

аг

L _¿

2.0 4.0 6.0 g.0 10.0 12.0 14.0 Коэффнпиент продуктивности, мЗ/сут-МПа

-НВ1Б-32

-НВ1Б-44 —НН2Б-441

Рисунок 1 -Диаграмм« для выбора штанговой скважинкой установки

50

10.0 1S.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 30.0 У го* подвески насоса, градус

-НВ1Е-32

-НВ1Б-44 —НН2Б44

Рисунок З-Диаграмма для определения ума подкоси УШСН

«

1

8.0 6.0 4.0 2.0 0.0 -го

£ -4.0

I

-6.0

< г' . 1 .

1200 1230 1300 1330 1400 1430 1300 1330 1600 1630 1700 1730 1800 Глубма пуст насоса, м.

"НВ1Б-32 -

-НВ1Е-44 —■—НШБ-441

Рисунок 2-Диаграмма для определения глубины спуска УШСН

и 2.0 2.5 3.0 Дпаш хюа полмрокакнога опака, ы.

■НВ1Б-32

-НВ1Б-М

■ —НН2Б-44

Рисунок 4 - Диаграмма для определен)« длины хода полированного штока УШСН

* --

8.0 -6.0 < 4.0 ■ 20

¡j 00||--. _ 4 г

-20 ■ -40 ■

60 70 Í.0 SO Число «тачаний в минуту

11.0

■НВ1Б-32

■НВ1Б-44

I— НН2Б-44

Рисунок 5-Днаграмма для определении числа качаний УШСН

5.0 40

3.0 2.0 1.0 0.0 -1.0 -2.0 -Э.0 -4.0 -5.0

0.0 5.0 100 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0 Угм подвески мсеса, грмус

-ЭЦН-50

■ЭЦН-«0

»— ЭЦН-ОТ

Рисунок 7- Диаграмма для определении угла подвески УЭЦН

6.0

i

I 4.0

f

2.0

| 0.0 i

■2.0

-6.0

1450 1JS0 1650 1750 1850 1»50 2050 2150 2250 Глубина спуска насоса, м.

-ЭЦН-50

-ЭЦН-60 —■ —ЭЦН-80

Рисунок 6-Диаграмма дл* определенна глубины спуска УЭЦН

4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 -1.0 -2.0 -3.0 -4.0 -5.0 -6.0

""I

I -1

- -i

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0

Кпффщаиг продуктивности, мЗ/сут-МПа

25.0

-ЭЦН-50

-ЭЦН-60

■—ЭЦН-80

Рисунок 8-Дкаграмма дм выбора злектро центробежной установки

По результатам выполненного исследования установлены пороговые значения геолого-промысловых и технологических параметров режима работы глубинно-насосных установок и найдены благоприятные области применения различных типов скважинного оборудования на Кальчинском месторождении.

Эффективность эксплуатации скважин обеспечивается не только подбором рационального режима работы глубинно-насосных установок, но и системой их технического обслуживания и ремонта. Раннее диагностирование периода безотказной работы глубинно-насосных установок реализуется с помощью метода потенциальных функций. В качестве примера произведены расчеты по 60 добывающим скважинам Кальчинского нефтяного месторождения. Обработка информации методом потенциальных функций показала высокий процент прогнозирования наработки на отказ глубинно-насосных установок, который составил для УШСН - 90%, а для УЭЦН - 93,3 %.

Согласно исследованиям, проведенным в разделе 3, были определены оптимальные периоды проведения ремонтных работ, которые изменяются в пределах от 133 до 332 сут, для различных типов глубинно-насосных установок. Промысловый опыт проведения ТОР показывает, что величина оптимального периода ремонтных работ (г0) несколько занижена. Таким образом, возникает необходимость оценки остаточного ресурса глубинно-насосного оборудования. Под остаточным ресурсом понимается наработка объекта, начиная с момента т0 до перехода в предельное состояние при установленных режимах работы скважин. Определение остаточного ресурса глубинно-насосного оборудования позволяет откорректировать величину т0 для каждой конкретной скважины.

В процессе эксплуатации скважины происходит изменение геолого-промысловых и технологических параметров режима работы глубинно-насосных установок. Таким образом, для оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок предложена методика, основанная на применении метода потенциальных функций.

На основе полученных результатов исследования разработано методическое руководство по повышению эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок и выбору их режимов работы. Промысловые

испытания методического руководства проведены в условиях Кальчинского нефтяного месторождения ОАО «Тюменнефтегаз». В результате применения методического руководства в период с 04.2004 по 04.2005 получена дополнительная добыча 4205 тонн нефти. Годовой экономический эффект от внедрения методического руководства составил 3,54 млн. руб. Таким образом, в условиях Кальчинского месторождения обеспечивается надежная и эффективная эксплуатация скважинного оборудования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе обработки промысловой информации обосновано влияние геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок.

2. Установлено, что наибольшее влияние на интенсивность отказов глубинно-насосных установок оказывают параметры искривления ствола скважины: угол начала искривления, угол подвески насоса, максимальный угол наклона, максимальная интенсивность искривления ствола скважины.

3. Предложена аварийно-плановая система технического обслуживания для организации работ на скважинах, по ремонту установок ШСН и ЭЦН. Установлено, что наибольшие значения коэффициента готовности и показателей экономической эффективности технического обслуживания обеспечиваются при отношении времени аварийного и планового ремонта больше значения 1,6.

4. По результатам расчета диагностических коэффициентов разработан метод подбора типа и режима работы глубинно-насосных установок. Построены диаграммы, позволяющие учитывать надежность при выборе насоса и режима его работы.

5. На основе вероятностных методов определены пороговые значения параметров скважин (коэффициент продуктивности, глубина спуска насоса, длина хода полированного штока, число качаний в минуту, угол подвески насоса), обеспечивающие надежную и эффективную работы глубинно-насосных установок.

6. Для оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок предложена методика, основанная на использовании алгоритма потенциальных функций. Применение данной методики позволяет прогнозировать наработку на отказ установок ШСН и ЭЦН с вероятностью не менее 0,9.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Ухалов К.А. Методология оценки эксплуатационной надежности работы УЭЦН/ К.А. Ухалов, Р.Я. Кучумов //Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -Тюмень: Изд-во «ТюмГНГУ», 2002. - Вып.4.-С.26-29.

2. Ухалов К.А. Исследование эксплуатационной надежности работы погружных электроцентробежных установок/ К.А. Ухалов, Р.Я. Кучумов //Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сборник научных трудов. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. - Вып.З, ч.1. - С.93-97.

3. Ухалов К.А. Анализ эффективности работы бригад подземного и капитального ремонта скважин/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов //Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. - Вып.З, ч.2. - С.71-74.

4. Ухалов К.А. Анализ надежности работы УЭЦН при эксплуатации в осложненных условиях/ К.А. Ухалов, А.Н. Королев //Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Материалы научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. -С.78.

5. Ухалов К.А. Повышение эффективности использования простаивающего фонда скважин / К.А. Ухалов, И.А. Кудрявцев, Б.А. Ерка // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сборник научных трудов СИБНИИНП. -Тюмень: Изд-во «СИБНИИНП», 2002. -С. 162-167.

6. Ухалов К.А. Анализ надежности работы погружных электроцентробежных установок/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы Третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. -С.46-48.

7. Ухалов К.А. Исследование эффективности работы бригад подземного и капитального ремонта скважин/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы Третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. -С.83-85.

8. Ерка Б.А. Направления оптимизации работы механизированного фонда скважин/ Б.А. Ерка, К.А. Ухалов, И.А. Кудрявцев И Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сборник научных трудов СИБНИИНП. -Тюмень: Изд-во «СИБНИИНП», 2002. -С.158-161.

9. Ухалов К.А. Анализ работоспособности и эксплуатационной надежности глубиннонасосных установок в осложненных условиях/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов //Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сборник научных трудов. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. - Вып.З, Ч.2.-С.75-78.

10. Ухалов К.А. Исследование эксплуатационной надежности глубиннонасосных установок в осложненных условиях/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы Третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. -С.86-87.

П.Ухалов К.А. Использование анализа надежности работы УЭЦН для повышения межремонтного периода/ К.А. Ухалов, А.Н. Королев // Ашировские чтения: Тезисы докладов международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий. - Самара: Изд-во Сам! ТУ, 2002. -С.45.

12. Ухалов К.А. Промысловые исследования влияния обводненности продукции скважин на надежность глубинно-насосного оборудования // Геолого-промысловые исследования скважин и пластов: Материалы научно-практической конференции. - Екатеринбург, 2003. - С.63-66.

13. Ухалов К.А. Исследование влияния обводненности продукции скважин на эксплуатационную надежность УШГН/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов // Электроэнергетика и применение передовых современных технологий в нефтегазовой промышленности: Материалы областной научно-практической конференции. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. -С.21-25.

14. Ухалов К.А. Исследование влияния обводненности продукции скважин на отказы электроцентробежных установок// Нефтепромысловое дело. -2003.-№10.-С. 35-36.

15. Ухалов К.А. Промысловые исследования отказов элекгроцентробежных установок в осложненных условиях / К.А. Ухалов, РЛ Кучумов // Электроэнергетика и' применение передовых современных технологий в нефтегазовой промышленности: Материалы областной научно-практической конференции - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. -С.25-29.

16. Ухалов К.А. Моделирование экономической эффективности системы технического обслуживания и ремонта скважин/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов, С.В. Наместников //Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сборник научных трудов. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2003. - Вып.4-С.291-298.

17. Ухалов К.А. Перспективное направление для повышения эффективности использования эксплуатационного фонда скважин/ Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений: Материалы I научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. - Тюмень: Изд-во «Слово», 2003. -С.77-81.

18. Ухалов К.А. Моделирование показателей надежности УЭЦН на примере Кальчинского месторождения/ К.А. Ухалов, Р.Я. Кучумов, C.B. Наместников // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сборник научных трудов. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2003. - Вып.4. -С.276-284.

19. Ухалов К.А. Моделирование коэффициента технической готовности скважин, оборудованных электроцентробежными насосами // Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и энергетике: Материалы международной научно-технической конференции. - Тюмень: "ПомГНГУ, 2003.-С.95-97.

20. Методическое руководство по повышению эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок и выбору их режимов работы в условиях Кальчинского месторождения / К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов, C.B. Наместников. - Тюмень: ЗАО «ТННЦ», 2004. - 44 с.

dOQg А

»--131

Подписано в печать ^12.2005 г. Бумага писч. №1

Заказ № ¿W Уч.-издл.1.2

Формат 60x84 X*. Усл. печ. я. У

Отпечатано на RISO OR 37S0. Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 62S000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38. Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52.

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ РАБОТ В ОБЛАСТИ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

1.1 Анализ основных показателей надежности глубинно-насосного оборудования.

1.2 Методы исследования показателей эксплуатационной надежности.

1.3 Современные способы обеспечение работоспособности глубинно-насосного оборудования.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ.

2.1 Проверка однородности распределения отказов для скважинного оборудования.

2.2 Определение теоретического закона распределения отказов для скважинного оборудования.

2.3 Исследование влияния параметров добывающих скважин на отказы УШСН.

2.3.1 Исследование влияния геолого-промысловых параметров скважин на интенсивность отказов УШСН.

2.3.2 Исследование влияния искривления скважин на интенсивность отказов УШСН.

2.3.3 Исследование влияния режима работы на интенсивность отказов УШСН.

2.4 Исследование влияния параметров добывающих скважин на отказы УЭЦН.

2.4.1 Анализ отказов электроцентробежных установок.

2.4.2 Исследование влияния геолого-промысловых параметров скважин на интенсивность отказов УЭЦН.

2.4.3 Исследование влияния искривления скважин на интенсивность отказов УЭЦН.

2.4.4 Исследование влияния режима работы на интенсивность отказов УЭЦН.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ УСТАНОВОК.

3.1 Алгоритм определения оптимальных периодов проведения технического обслуживания и ремонта скважин.

3.2 Алгоритм технико-экономической оценки эффективности применения аварийно-плановых ТОР на скважинах.

3.3 Численное моделирование технико-экономических показателей технического обслуживания и ремонта УШСН.

3.4 Численное моделирование технико-экономических показателей технического обслуживания и ремонта УЭЦН.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РАННЕЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

4.1 Алгоритм метода потенциальных функций.

4.2 Прогнозирование типоразмера и режима работы УШСН.

4.3 Прогнозирование типоразмера и режима работы УЭЦН.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Актуальность работы

Современное состояние нефтедобычи в Западной Сибири требует решения задач, связанных с оптимизацией работы механизированного фонда и повышения надежности скважинного оборудования. Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений Западной Сибири является разбуривание их исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами (ННС). Наклонно направленный характер профиля в сочетании с рядом факторов осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти. К другим осложняющим факторам эксплуатации относятся сравнительно большая глубина залегания пластов, высокое содержание воды и газа, отложения парафина и неорганических солей, образование высоковязких эмульсий.

При эксплуатации глубинно-насосных установок в осложненных условиях актуальной задачей является повышение надежности их работы. Максимальное увеличение показателей эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок достигается не только совершенствованием традиционных технических средств механизированной добычи (электроцентробежных и скважинных штанговых насосов), но и внедрением новых прогрессивных способов анализа и обработки промысловой информации.

Современные информационные технологии и вычислительная техника позволяют с большей достоверностью решать задачи повышения надежности работы глубинно-насосного оборудования на основе применения методов математического моделирования, теории вероятности и теории надежности.

Цель работы - исследование основных показателей надежности глубинно-насосных установок и моделирование эффективности системы технического обслуживания скважин в условиях Кальчинского месторождения.

Основные задачи исследований:

• анализ влияния геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок;

• численное моделирование технико-экономических показателей применения системы технического обслуживания и ремонта скважин для различных типов глубинно-насосных установок;

• разработка метода подбора скважинного оборудования на основе раннего диагностирования показателей работы глубинно-насосных установок;

• определение пороговых значения геолого-промысловых и технологических параметров скважин, обеспечивающих эффективную работу глубинно-насосных установок;

• разработка методики оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок на основе методов распознания образцов.

Методы решения задач

При решении поставленных задач были использованы методы математической статистики, теории вероятности и теории надежности. Решение задач осуществлялось на основе обработки фактических промысловых данных по работе скважин Кальчинского месторождения. Научная новизна

1 На основе обработки промысловой информации впервые установлены закономерности влияния геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок.

2 Разработан новый метод подбора типа и режима работы глубинно-насосных установок на основе расчета диагностических коэффициентов.

3 Впервые, для условий Кальчинского месторождения, произведено моделирование системы технического обслуживания глубинно-насосных установок и установлены оптимальные параметры проведения ремонтных работ.

4 Предложена методика оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок с применением метода потенциальных функций.

Практическая ценность работы

1 На базе расчета диагностических коэффициентов предложены диаграммы для выбора типа и режима работы глубинно-насосных установок.

2 Разработано методическое руководство по повышению эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок и выбору их режимов работы в условиях Кальчинского месторождения.

3 Разработан программный комплекс по моделированию технико-экономических показателей эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин.

4 Разработан программный продукт, позволяющий определять остаточный ресурс глубинно-насосных установок с помощью метода потенциальных функций.

Реализация результатов работы

На основе полученных результатов исследования разработано и внедрено методическое руководство по выбору режимов работы глубинно-насосных установок и повышению их надежности. Годовой экономический эффект от внедрения методического руководства на Кальчинском нефтяном месторождения составил 3,54 млн. руб.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета, «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий», Тюмень, 2002г.; на научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко, «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», Тюмень, 2002г; на международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения», Самара, 2002г; на научно-практической конференции «Геолого-промысловые исследования скважин и пластов», Тюмень, 2003г; на областной научно-практической конференции «Электроэнергетика и применение передовых современных технологий в нефтегазовой промышленности», Тюмень, 2003г; на первой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений», Тюмень, 2003г; на международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и энергетике», Тюмень, 2003г.

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 19 печатных работ и одно методическое руководство.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 111 наименований и приложения. Работа изложена на 192 страницах печатного текста, содержит 18 таблиц и 76 рисунков.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основе обработки промысловой информации обосновано влияние геолого-промысловых и технологических параметров скважин на интенсивность отказов глубинно-насосных установок.

2 Установлено, что наибольшее влияние на интенсивность отказов глубинно-насосных установок оказывают параметры искривления ствола скважины: угол начала искривления, угол подвески насоса, максимальный угол наклона, максимальная интенсивность искривления ствола скважины

3 Предложена аварийно-плановая система технического обслуживания для организации работ на скважинах по ремонту установок ШСН и ЭЦН. Установлено, что наибольшие значения коэффициента готовности и показателей экономической эффективности технического обслуживания обеспечиваются при отношении времени аварийного и планового ремонта больше значения 1,6.

4 По результатам расчета диагностических коэффициентов разработан метод подбора типа и режима работы глубинно-насосного установок. Построены диаграммы, позволяющие учитывать надежность при выбора насоса и режима его работы.

5 На основе вероятностных методов определены пороговые значения параметров скважин (коэффициент продуктивности, глубина спуска насоса, длина хода полированного штока, число качаний в минуту, угол подвески насоса), обеспечивающие надежную и эффективную работы глубинно-насосных установок.

6 Для оценки остаточного ресурса глубинно-насосных установок предложена методика, основанная на использовании алгоритма потенциальных функций. Применение данной методики позволяет прогнозировать наработку на отказ установок ШСН и' ЭЦН с вероятностью не менее 0,9.

1. Проников А.С. Надежность машин. М.: Машиностроение, 1978.591 с.

2. Кучумов Р.Я. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования / Р.Я. Кучумов, Р.Г. Сагитова, У.З. Ражетдинов. -Уфа, Башкнигоиздат, 1983. 112 с.

3. Patrick D. Т. O'Connor, Practical Reliability Engineering, Second edition, John Wiley & Sons, 1985.

4. Лесюк B.C. Организация текущего ремонта скважин / B.C. Лесюк, М.И. Турко, И.Е. Шевалдин, В.И. Воробец. М.: Недра, 1983. - 136 с.

5. Саттаров М.М. Анализ межремонтного периода эксплуатации скважин / М.М. Саттаров, И.А. Полудень // Нефтяное хозяйство. -1984. -№ 12. -С.47-57.

6. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. -М.: Недра, 1979.-213 с.

7. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. -М.: Недра, 1964.-264 с.

8. Кучумов Р. Я. Применение методов математической статистики и планирование эксперимента при решении задач нефтедобычи / Р. Я. Кучумов, Р.Г. Шагиев. — Уфа: УНИ, 1979. 90 с.

9. Вирновский А.С. Теория и практика глубинно-насосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971.-184 с.

10. Давлетшин Х.Г. Влияние амплитуды напряжений на частоту обрывов штанг. / Х.Г. Давлетшин, А.А. Абрамшин // Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1972. -№10. -С.27-29.

11. Давлетшин Х.Г. Исследование влияния изгиба штанг на частоту их обрывов. / Х.Г. Давлетшин, А.А. Абрамшин // Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1972. -№4. -С.24-25.

12. Справочная книга по добыче нефти / Под. ред. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-703 с.

13. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубинно-насосной эксплуатации. -М.: Недра, 1965.- 191 с.

14. Азимов Б.А. Определение влияния эксплуатационных факторов на показатели надежности штанговых насосов / Б.А. Азимов, Ш.Н. Алиев // Нефтяное хозяйство. -1980. -№ 1. -С.36-38.

15. Уразаков К.Р. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях ЗападнойСибири / К.Р. Уразаков, Н.Я. Багаутдинов, З.М. Атнабаев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - 56 с.

16. Исакович Р.Я. Методика построения функции распределения времени безотказной работы и восстановления скважин / Р.Я. Исакович, М.Г. Блохина // Сб. науч. тр / МИНХ им.Губкина. 1979. -№147. -С.65-67.

17. Мамедов Э.М. К изучению безотказной работы глубинного насоса в зависимости от числа качаний / Э.М. Мамедов, Р.Г. Керимов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1971. -№ 6. -С.35-37.

18. Каменщиков Ф.А. Исследование работоспособности штанговой колонны на промыслах Удмуртии / Ф.А. Каменщиков, Р.З Шарифуллин // Сб. науч. тр / ТатНИПИнефть. 1981. -№47. -С.41-42.

19. Каплан JI.C. Эксплуатация штанговых глубинно-насосных установок в НГДУ «Туймазанефть» / Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1980. -№ 11. -С. 19-21.

20. Афанасьев В.А. Некоторые результаты применения штанговых насосов в Западной Сибири / В.А. Афанасьев, А.В. Елизаров // Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1979. -№7. -С. 10-13.

21. Степанова И.С. Повышение надежности скважинных штанговых насосов при применении в них клапанов с упругими направляющими устройствами / И.С. Степанова, Э.М. Рустамов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -Баку, 1971. -№ 9. -С.11-13.

22. РД 39-10-757-82. Методическое руководство по анализу работы скважинных штанговых насосов и рациональному их использованию. -М.: 1982.-39 с.

23. Троицкий В.Ф. Диагностирование и оптимизация работы штанговых глубинных насосных установок / Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. -№4. -С. 17-19.

24. Отжанов Э.М. О факторах, снижающих межремонтный период работы глубинно-насосных скважин / Э.М. Отжанов, М.Г. Садинов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -Баку, 1976. -№8. -С.22-23.

25. Уразаков К.Р. Метод обработки статистической информации о работе штанговых насосных установок / К.Р Уразаков, З.Р. Кутдусов // Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982. №.3.-С.7-9.

26. Каменев В.Н. Оценка эффективности мероприятий по увеличению межремонтного периода работы скважин / В.Н. Каменев, M.JI. Гордиенко // Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1983. -№1. -С.7-9.

27. Баймухаметов Д.С. Показатели работы нефтяных скважин, оборудованных штанговыми насосами / Д.С. Баймухаметов, Н.И. Аскаров // Научно-технический сборник / БашНИПИнефть. Уфа, 1984. -№79. -С.25-28.

28. Макаренко В.Д. Научно-практические основы эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования / В.Д. Макаренко, М.С. Бахарев, Н.П. Кузнецов и др. Челябинск: Изд-во ЦНТИ, 2004. - 154 с.

29. Мищенко И.Т. Особенности добычи высоковязкой нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения установками скважинных штанговых насосов / И.Т. Мищенко, Н.С. Пономарев // Нефтепромысловое дело. -1995. -№ 7. -С. 6-11.

30. Кучумов Р.Я. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ / Р.Я. Кучумов, P.P. Кучумов. -Тюмень.: Издательство ТюмГНГУ, 1995.-216 с.

31. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. М.: Высшая школа, 1982. - 231 с.

32. Валиханов А.В. Подземный ремонт насосных скважин / А.В. Валиханов, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1978. - 200 с.

33. Кучумов Р.Я. Моделирование надежности нефтепромысловых систем и ремонтно-изоляционных работ в осложненных условиях / Р.Я. Кучумов, P.P. Кучумов. -Тюмень.: Издательство Вектор-Бук, 1998. 224 с.

34. Пчелинцев Ю.В. Нормативная долговечность работы штанг в наклонно-направленных скважинах. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1997. - 88 с.

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

36. Милукова Р.Н. Оценка надежности установок скважинных насосов НСН-2-43 на Арланском месторождении / Р.Н. Милукова, Ю.Г. Валишин // Техника и технология добычи нефти и бурения скважин: Научно-технический сборник / БашНИПИнефть. Уфа, 1980. -№58. -С.45-52.

37. Ухалов К.А. Анализ эффективности работы бригад подземного и капитального ремонта скважин/ К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов //Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. - Вып.З, ч.2. - С.71-74.

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

39. Пчелинцев Ю.В. Эксплуатация часто ремонтируемых наклонно направленных скважин.-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. 372 с.

40. Кучумов Р.Я. Оптимизация процессов глубинно-насосной нефтедобычи в условиях Башкирии / Р.Я. Кучумов, Р.Б. Узбеков. Уфа: Башкирское кн. изд-во, 1986.-160 с.

41. Кучумов Р.Я. Методика управления надежностью нефтепромыслового оборудования по данным эксплуатации скважин / Р.Я. Кучумов, P.P. Булгаков. -М.: ВНИИОЭНГ, 1992. 520 с.

42. Кучумов Р.Я. Моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации / Р.Я. Кучумов, Ю.В. Пчелинцев, P.P. Кучумов. Тюмень, 2000. -172 с.

43. Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сборник научных трудов / Под ред. Р.Я. Кучумов. Тюмень: Издательство «Вектор-Бук», 1999. - 182 с.

44. Виденеев В.И. Организация ремонтных работ на скважинах в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений Среднего Приобья: Дис. канд. техн. наук: 05.02.22. -Защищена 29.05.2002. Тюмень, 2002. -189 с.

45. Пяльчинков Д.В. Исследование и обеспечение надежности функционирования скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации: Дис. канд. техн. наук: 05.13.01. -Защищена 04.07.2001. -Тюмень, 2001. -202 с.

46. Селиванов А.И. Теоретические основы ремонта и надежности сельскохозяйственной техники / А.И. Селиванов, Ю.Н. Артемьев. -М.: Колос, 1978.-172 с.

47. Шор Я.Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности. М.: «Знание», 1962. -552 с.

48. Пузенко В.И. Анализ причин низкой долговечности насосных штанг и повышение их эксплуатационной надежности / В.И. Пузенко // Нефтяное хозяйство. 2002,- №11. -С.88-91.

49. McCaslin К.Р. A Study of the Methods for Preventing Rod Wear Tubing Leaks in Sucker - Rod Pumping Wells, SPE Production Engineering (November 1988), p.615 - 618.

50. Lyle D. Continuous rod tames problem Well // Western oil World. -1988. -Vol. 45, №3. P.28-30.

51. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. М.: Недра, 1993. - 169 с.

52. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти: Учебник для техникумов / A.M. Юрчук, А.З. Истомин. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1979. -271 с.

53. Троицкий В.Ф. Износ оборудования наклонно направленных скважин / В.Ф. Троицкий, А.Н. Адонин // Нефтяник. -№8. 1957.- С. 10-14.

54. Эрте Е.П. К расчету сил трения о трубы в наклонных скважинах сложного профиля // Тр. Гипротюменнефтегаз. 1968,- Вып. 3. - С.79-83.

55. Алиев Н. Ш. Влияние пространственной кривизны скважины на величину нормальной силы / Н. Ш. Алиев// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1963. - № 2.-С.24-26.

56. Уразаков К. Р. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / К.Р. Уразаков, Е.И. Богомольный, Ж.С. Сейтпагамбетов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр».- 2003. - 303 с.

57. РД 39-0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. -Тюмень: СибНИИПН, 1986. 138 с.

58. Исследование влияния параметров профиля наклонно направленных скважин на показатели надежности внутрискважинного оборудования:Отчет о НИР/СургутНИПИнефть; Руководитель А.Т. Кошелев. -Сургут, 1990.- 226 с.

59. Руководство по эксплуатации скважин штанговыми насосами. -Альметьевск: ПО «Татнефть», 1992.-С.163-165.

60. Марков Ю.М. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. -М.: Недра, 1986. -202 с.

61. Лубинский А. Исследование труб в насосных скважинах, его эффект и меры по управлению / А. Лубинским, К. А. Бленкарн. Окленд, 1955.-120 с.

62. Муравьев И.М. Насосная эксплуатация скважин за рубежом / И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко. М.: Недра, 1967.-240 с.

63. Вагапов С.Ю. Продольный изгиб цилиндра скважинного штангового насоса / С.Ю. Вагапов, Б.З. Султанов // Нефтяное хозяйство. -2000.- №4. С.33-36.

64. Хрущов М. М. Классификация условий и видов изнашивания деталей машин // Трение и износ в машинах. М.: Изд. АН СССР, 1953.-Сб.8.- С.5-17.

65. Третьякова Г. И. Метод определения зависимости числа обрывов штанг от глубины подвески насоса по статистическим данным / Г.И. Третьякова, Г.И. Белозеров // Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. -№2. -С.21-25.

66. Ухалов К.А. Методология оценки эксплуатационной надежности работы УЭЦН/ К.А. Ухалов, Р.Я. Кучумов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. Тюмень: Изд-во «ТюмГНГУ», 2002. - Вып.4.-С.26-29.

67. Гайсин М.Ф. Анализ надежности работы электроузлов УЭЦН в ТИП «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь» // Нефтяное хозяйство. -2002.- №2. С.76-79.

68. Ивановский В.Н. Анализ работоспособности и надежности центробежных насосов в осложненных условиях эксплуатации / В.Н. Ивановский, В.И. Ивановский, А.А. Даращев // Нефтепромысловое дело. — 2000.-№9. С.26-30.

69. Ухалов К.А. Исследование влияния обводненности продукции скважин на отказы электроцентробежных установок // Нефтепромысловое дело. -2003.-№10.- С. 35-36.

70. Каплан JI. С. Мощность погружного центробежного насоса, работающего на однородных жидкостях и водонефтяных смесях // Машины и нефтяное оборудование. -1980. -№ 4. -С. 15-16.

71. Кнышенко Г. Н. Результаты экспериментального исследования насоса ЭЦН 130-1200 на Арланском месторождении // Нефтепромысловое дело. 1971.- №3. -С. 15-18.

72. Каплан JI. С. Изменение вязкости водонефтяной смеси в процессе движения через погружной центробежный электронасос // Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ. М.: ВНИИОЭНГ. 1977.- № 15. -С. 1-5.

73. Максимов В. П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976. -240 с.

74. Исследование режимов работы «полетных» скважин и скважин ЧРФ. Выработка рекомендаций по работе с ними: Отчет о НИР / ЗАО «ТННЦ»; Руководитель И. А. Кудрявцев. -Тюмень, 2002. —427 с.

75. Афанасьев В. А. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими устройствами на месторождениях Западной Сибири / Нефтепромысловое дело. 1979.- № 12.- С.23-24.

76. Каплан Л. С. Об оценке напряженности работы погружных центробежных насосов в нефтяных скважинах // Нефтепромысловое дело.-1972.- № 5.- С.29-30.

77. Разработка методов борьбы с пескопроявлением на скважинах Самотлорского месторождения: Отчет о НИР (промежуточ.) / ОАО «СибНИИНП»; Руководитель М.С. Мельцер. -Тюмень, 1996. Ч. 5. -134 с.

78. Вапник В. Н. Алгоритмы обучения распознаванию образов. — М.: Советское радио, 1973. 768 с

79. Ухалов К.А. Методическое руководство по повышению эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок и выбору их режимов работы в условиях Кальчинского месторождения / К.А. Ухалов, Р.Я Кучумов, С.В. Наместников. Тюмень: ЗАО «ТННЦ», 2004. - 44 с.

80. Вятчинин М. Г. Исследование и выбор благоприятных геолого-физических условий применения химических методов обработки скважин на месторождениях Когалымской группы: Дис. канд. техн. наук: 25.00.17. -Защищена 14.12.2001. Тюмень, 2001. -225 с.

81. Андреев В.В. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с.

82. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. пособие для техникумов.-М.: Недра, 1989.-245 с.

83. Атепаев А.О. Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС / А.О. Атепаев, В.А. Атиевич. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2001. - 380 с.

84. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974. - 319 с.

85. Уразаков К.Р. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин / К.Р. Уразаков, В.В. Андреев, В.П. Жулаев. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 268 с.

86. Кучумов Р.Я. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем / Р.Я. Кучумов, P.P. Кучумов.- Тюмень: Вектор-Бук, 1999.-135 с.

87. API Recommended Practice for Sizing and Selection of Electrical Submersible Pumps, American Petroleum Institute, Washington, D.C. API RP 11U.

88. Дарищев В.И. Комплекс работ по исследованию и снижению частоты самопроизвольных расчленений (PC-отказов) скважинных насосных установок / В.И. Дарищев, В.Н. Ивановский, Н.Ф. Ивановский.- М.: ВНИИИОЭНГ, 2000. 84 с.

89. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Ш.К. Гиматудинов, Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко.- М.: Недра, 1983. 455 с.