автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.16, диссертация на тему:Моделирование эффективности использования фонда скважин в осложненных условиях

РГ6 од

9 "2 [■".■V.;

На правах рукописи

КУЧУМОВ РУСЛАН РАШИТОВИЧ

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ФОНДА СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Специальность 05.13.16 - Применение вычислительной техники,

математического моделирования и математических методов в научных исследованиях

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 199В

Работа выполнена на кафедрах "Прикладная математика" и "Бурение нефтяных и газовых скважин" Тюменского государственного нефтегазового университета.

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор,

Заслуженный деятель науки России академик МАИ Ю.С. Кузнецов

Официальные оппоненты - доктор физико-математических наук,

профессор, член-корреспондент РАЕН К.М. Федоров;

доктор технических наук, профессор А.П. Телков

V

Ведущая организация - НИИ "Нефтеотдача" АН РБ

Защита диссертации состоится 25 июня 1998 г. в 14 часов на заседании диссертационного Совета К.064.23.11 при Тюменском государственном университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Семакова, 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного университета.

Автореферат разослан мая 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, кандидат физ.-мат. наук,

доцент -- А.Ю. Деревнина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Достижение намеченных объемов добычи нефти на месторождениях страны предусматривает проведение значительного объема работ по интенсификации добычи и особенно по подземному и капитальному ремонту скважин. Большинство месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции, повышенной депрессией на пласт и т.д. Поэтому стабилизация добычи нефти в стране может быть достигнута благодаря проведению организационных и геолого-технических мероприятий ¡ТТМ) но повышению эффективности использования эксплуатационного фонда скважин.

Повышение надежности работы эксплуатационного фонда связано, в первую очередь, со :ноевремеш1ым восстановлением работоспособности скважин и созданием условий для замедления процессов старения при соблюдении технологии эксплуатации фонда скважин, чго эбеспечивает их безотказность и долговечность. Существующая для этих целей система планово-предупредительных ремонтов (ППР) сегодня не позволяет эксплуатировать фонд :кважин до отказа или предотказного состояния. При сложившемся подходе к ППР невозможно максимально использовать потенциальные возможности фонда скважии.

Все регламентные работы по обработке призабойной зоны (0113) и работы, связанные с земонтами скважннного оборудования, можно планировать на основании прогноза индивидуального остаточного ресурса, т.е. прогноза, формируемого на основании результатов исследования надежности работы скважннного оборудования. При исследовании эксплуатационной надежности работы скважии и их оборудования основное значение имеет изучение законов старения, оценивающих показатель надежности системы в функции времени я являющихся основой для решения задач повышения эффективности эксплуатации скважин и эценки их остаточного ресурса. В результате такого подхода к техническому обслуживанию и ремонту (ТОР) и ГТМ будут назначаться более точные сроки необходимости проведения комплексного ремонта, т.е. сроки, по истечении которых вероятность отказа (остановки) ;кважины будет достаточно велика. Это даст возможность повысить надежность использования }>онда скважин, что, естественно, позволит получить экономию материальных и трудовых ресурсов.

Цель работы. Математическое моделирование технического обслуживания и ремонта жважин и эффективности технологии гидравлического разрыва пластов для повышения эффективное™ использования эксплуатационного фонда.

Основные задачи исследования:

• Методика определения оптимальных значений и обоснование требуемого уровня надежности нефтепромысловых систем.

» Определение величины ресурса скважннного оборудования и обоснование влияния технического обслуживания на надежность нефтепромысловых систем.

• Определение оптимальных периодов проведения ТОР по данным эксплуатации скважин и технико-экономическая оценка его эффективности на основе применения законов распределения отказов скважин.

• Оценка параметров функционирования нефтепромыслового оборудования на основе параметрических моделей.

• Решение задачи рационального планирования объемов запасных комплектов оборудования и резервирования их при оптимизации затрат методом Лагранжа.

• Распределение ремонтных комплектов насосного оборудования и определение оптимальных сроков их замены методом Беллмана.

• Подбор скважин под ГРП методом потенциальных функций.

• Моделирование и раннее диагностирование длины полутрещины при ГРП методом последовательного анализа Вальда.

• Моделирование и раннее диагностирование эффективности технологии ГРП с учетом геолого-промысловых и технологических параметров.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использованы вероятностно-статистические методы, оптимизационные методы математического программирования, теория распознавания образов, а также методы моделирования технического обслуживания сложных систем с широким применением ПЭВМ. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных АНК "Башнефть", ОАО "Юганскнефтегаз", ОАО "Пурнефтегаз", ОАО "Славнсфть-Мегионнефтегаз" и СП "МеКаМинефть".

Научная новизна.

1. При моделировании технического обслуживания и ремонта скважин необходимо пользоваться обобщенным показателем надежности (ОШ1), учитывающим показатели технической готовности системы и надежности скважинного оборудования и период восстановления и эксплуатации.

2. Решена задача, позволяющая определить экономические показатели функционирования скважины через основные показатели ее надежности.

3. Определено условие, обеспечивающее минимально допустимый уровень надежности работы скважин, который должен быть достигнут при применении системы ТОР, чтобы ее внедрение вместо существующей ППР (базовой) было целесообразно.

4. Оценка остаточного ресурса нефтепромыслового оборудования показала, что до 8-10% ресурса скважинного оборудования не доиспользуется 8 рассматриваемых нефтяных комяаниях. Учет остаточного ресурса и технологических потерь дает возможность повысить эффективность использования фонда скважин и создать гибкую систему организации и проведения ТОР скважин.

5. Исследование применения двух приближенных методов планирования объемов запасных комплектов показало, что применение ОПН, как критерия оптимальности, является более предпочтительным, чем критерий - минимальная стоимость замен.

6. Установлено, что наиболее оптимальным сроком замены насосного оборудования является период в три года, в течение которого предполагается проведение двух-четырех ТОР, в зависимости от оптимальных периодов проведения повторных ремонтов.

7. Впервые получены математические модели и таблицы диагностических коэффициентов, позволяющие провести раннюю диагностику как процесса трещинообразования (длины полутрещины), так и обводнения скважин и эффективности технологии ГРП.

Достоверность научных результатов. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением: методов теории вероятностей, математической статистики, математической теории надежности и матпрограммирования, адаптационно-обучающих методов, результатами статистической обработки большого объема фактического промыслового материала но отказам скважинного оборудования, эффективности гидравлического разрыва пластов с применением ПЭВМ и наличием положительного эффекта от промышленного внедрения стандарта предприятия.

Теоретическая и практическая ценность работы.

Предлагаемые в диссертационной работе модели определения индивидуального остаточного ресурса скважинного оборудования позволяют оценивать усталостную долговечность скважин, оборудованных установками ШСН и ЭЦН, используя при этом вероятностно-статистический подход.

Разработанная стратегия технического обслуживания и ремонта фонда скважин позволяет, с одной стороны, осуществлять контроль за их техническим состоянием существующими средствами, с другой стороны, максимально использовать потенциал каждой скважины.

Модели, предлагаемые а работе, могут служить основой для создания нормативных документов, регламентирующих техническое обслуживание и ремонт скважин и технологии гидравлического разрыва пластов в осложненных условиях.

Результаты исследования использованы в стандарте предприятия "Руководство по диагностированию эффективности применения технологии ГРП", который широко применяется в нефтедобывающих предприятиях Среднего Приобья. Годовой экономический эффект от внедрения СТП-39-5679120-001-97 составил 610 тыс. рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены: на научно-практической конференции "Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Западной Сибири" (Тюмень, 1995 г.); на международной научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, 1996 г.); на международной научной конференции "Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири" (Тюмень, 1996 г.); на международном симпозиуме "Биниальность и гомология в геологии" (Тюмень, 1996 г.); на Всероссийской научно-практической конференции "Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет в зоне ведения геологоразведочных и буровых работ, трубопроводостроения и разработки нефтегазовых месторождений на суше и морских акваториях" (Тюмень, 1997 г.); на научно-практической конференции "Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона" (Тюмень, 1997 г.); на второй Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России [Москва, 1997 г.); на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 85-летию В.И. Муравленко (Тюмень, 1997 г.) и на Всероссийской научно-технической конференции "Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий" (Тюмень, 1998 г.).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 35 печатных работ, в том числе две монографии, стандарт предприятия.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 107 наименований и приложения. Работа изложена на 284 страницах машинописного текста, содержит 31 рисунок и 74 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы моделирования эффективности использования фонда скважин.

Первая глава посвящена анализу работ в области исследования повышения эффективности использования фовда скважин.

Из приведенного краткого обзора и анализа результатов работ следует, что отсутствуют исследования, связанные непосредственно с изучением эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Проведенный анализ показал также, что имеющиеся исследования направлены на повышение эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования, и прежде всего, установок ЭЦН и ШСН в различных условиях их эксплуатации. В самом деле, простаивающий фонд состоит в основном из скезжин, ожидающих подземного или капитального ремонта и проведения геолого-технических мероприятий с целью интенсификаци добычи нефти. Поэтому для повышения эффективности использования фонда скважин необходимо совершенствовать существующие формы и методы организации ремонтных работ и обработки призабойной зоны скважин.

Анализ фовда нефтяных скважин по 11 крупным нефтяным компаниям за 1996-97 г.г. показал, что в 1996 г. простаивающий фонд скважин колебался от 13,3% до 42,4% от эксплуатационного фонда скважин. Наибольшее количество простаивающих скважин имеют нефтяные компании Тюменская, ЮКОС, Восточная, Сибнефть, Сиданко и колеблется от 31,8% до 42,4% от всего эксплуатационного фонда. Наиболее благополучными компаниями являются АНК "Башнефть", ОАО "Сургутнефтегаз", ЛУКОЙЛ и ОАО "Татнефть", у которых этот показатель не превышает 20%. В 1997 г. наиболее благополучными остались те же компании, т.е. АНК "Башнефть" (14,3%), ОАО "Сургутнефтегаз" (16,8%), ОАО "Татнефть" (18,6%) и ЛУКОйл (18,7%). Более 30% простаивающего фонда имеют нефтяные компании Тюменская (45%), ЮКОС (38%), Сибнефть (37,8%), Восточная (37,7%) и Сиданко (34,4%).

Высоким остается и доля простаивающих скважин в ожидании комплексного ремонта (ПРС, КРС и ОПЗ). Например, в ОАО "Сургутнефтегаз" простаивающий фонд состоит только из скважин, ожидающих ремонта и интенсификации притока. К числу таких нефтяных компаний относятся все, кроме АНК "Башнефть" (40,4%). Эти данные наглядно показывают, что . для повышения эффективности использования эксплуатационного фонда скважин необходимо свести к минимуму количество простаивающих скважин.

Особенности геологического строения объектов испытания, многообразие геолого-промысловых условий и характеристик продуктивных пластов требуют в конкретных условиях применения эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин. В практике

разработки нефтяных месторождений в стране и зарубежом широкое распространение получила большая группа различных способов воздействия на иризабойную зону скважин. Поэтому, в виду ограниченности объема диссертационной работы, автор для повышения эффективности использования фонда скважин предлагает в качестве примера применение технологии ГРП для интенсификации притока жидкости.

Приведенный краткий обзор и анализ результатов работ показал, что отсутствуют исследования, посвященные таким проблемам, как:

• принципы обоснования требуемого уровня надежности и ресурса нефтепромыслового оборудования;

• выбор оптимальной стратегии организации и проведения технического обслуживания и ремонта на скважинах с учетом среднего остаточного ресурса нефтепромыслового оборудования;

• планирование и распределение объемов запасных комплектов и резервного оборудования методами динамического программирования;

• моделирование эффективности технологии ГРП в осложненных условиях с применением адаптационно-обучающих методов и т.д.

В связи с этим недостаточная изученность проблемы препятствует повышению эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Решение этой проблемы определяет цель и задачи исследований.

Вторая глава посвящена обоснованию требуемого уровня надежности нефтепромысловых систем. Эксплуатация элементов ( узлов ) скважннного оборудования автономно или в составе системы показывает, что каждому элементу соответствует некоторое неотрицательное число т;, характеризующее его работоспособность во времени с момента пуска в эксплуатацию до появления отказа. Величина определяющая длительность срока службы элемента, является его характеристикой надежности.

Анализ причин появления отказов скважин и их оборудования, а также обработка этих результатов свидетельствует о том, что величины т; могут рассматриваться как реализации случайной величины I, обладающей статистически устойчивым распределением. О статистической устойчивости соответствующего распределения свидетельствует экспериментально подтверждающееся приближенное равенство ц(г) » Р(т), где д(т) - частота этказов скважинного оборудования за промежуток времеии [0, т]; вероятность отказа за промежуток времени [0, т], являющаяся функцией распределения случайной величины Г.

Выполнение скважиной поставленной задачи в установленные сроки при соблюдении правил эксплуатации представляет собой сложное событие А, определяющееся совместным тоявлением трех событий: А) - нахождение скважины в момент времени т, поступления заявки } работоспособном состоянии; Аг - восстановление скважины за установленное время тв; Аз -этсутствие отказов за время эксплуатации т,. Тогда событие А определяется произведением А = \1A2A3 и обобщенный показатель надежности Ро вычисляется по формуле

Р0(т,, тв, т,) = К,{ ) Р( ТзД» ) Р( Тз,Т. ), :де Кг( х3,Тв ) - вероятность события Аь зависящая от момента поступления заявки на жеплуатацию скважины; Р( т,,т„ ) - условная вероятность события А2, вычисленная при

условии, что событие А| имело место; Р( т3,тэ) - условная вероятность события Аз, вычисленная при условии, что события Ai и Аг имели место.

Вероятность К,( т,д, ) будем называть показателем технической готовности системы; Р(т3,та ) - показателем надежности скважины в период восстановления; Р( т„тэ ) - в период эксплуатации. В целях сокращения записи перечисленные показатели будем обозначать Ро, Kr(Tj), Р( х,), Р( х,) соответственно.

Для нормального функционирования нефтепромысловых систем необходимо рациональное распределение требований между основными показателями надежности системы. Поэтому для строгого решения задачи целесообразно экономические показатели системы определять непосредственно через основные показатели се надежности с последующим поиском рациональных решений по каждому показателю надежности.

Очевидно, что отказ скважины и скважинного оборудования в период эксплуатации приводит к потерям, измеряемым величиной С„ в период восстановления - Св и готовности оборудования в момент поступления заявки - С,. Потери на различных периодах существования скважин в общем случае не равны между собой.

Ожидаемая величина потерь из-за отказов скважин Со может быть вычислена по приближенной формуле

Со~Сг(1-К,) Р(х.) Р(т,) + С.КГ[1- Р(г,)] Р(ъ) + С>КГ Р(т»)[1- Р(т,)].

Тогда поставленная задача сводится к нахождению условного минимума Со и может быть решена методом множителей Лагранжа. Решением задачи являются следующие соотношения:

Они допускают решение поставленной задачи и в том случае, когда абсолютные значения величин С,, С„, Сэ неизвестны, но могут быть оценены их отношения Полученные соотношения минимизируют ожидаемую величину потерь из-за отказов скважин на различных периодах, эксплуатации и во многих случаях вполне удовлетворяют нуждам практики. Кроме того, эксплуатационные затраты, затраты на восстановление и подготовку колеблются в широких пределах в зависимости от условий разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.

С'г С, С,

Поэтому характерной особенностью данной задачи является то, что при —больших

^г

единицы, затраты на подготовку Сг больше затрат на восстановление скважин С, после отказа. Когда они меньше единицы, то эксплуатационные затраты С, превосходят затраты на восстановление отказавшего оборудования. Заметим, что в обоих случаях обобщенный показатель надежности функционирования составляет 0,9.

В силу того, что отказы скважинного оборудования происходят случайно, то в общем случае выполнение плана-графика ТОР скважин с требуемой вероятностью может быть обеспечено при наличии достаточного числа ремонтных бригад. Вероятность выполнения объема ремонтных работ при использовании п бригад определяем по формуле

Р„-1-(1-РоРо)п, (*)

где п - число бригад подземного ремонта скважин (ПРС), используемых для выполнения плана ТОР; р0 - вероятность выполнения плана одной бригадой при условии отсутствия отказов скважин; Ро - обобщенный показатель надежности нефтепромысловых систем. Из равенства (*) имеем

Применение формулы показало, что с увеличением Р„ наблюдается увеличение числа бригад ПРС. Например, при Пп-0,9, РоЮ,9 и Ро=0,4 число бригад ПРС п=5,1, а при Ро=0,95 и при прочих равных условиях число бригад составляет 4,8. Если обеспечивается ОПН 0,95 и Ро=0,45, то при Р„"0,9 имеем п=4. Это означает, что чем выдге квалификация ремонтных бригад, тем выше ОПН работы скважикного оборудования и тем меньше число бригад необходимо для выполнения плана ремонтных работ.

Оптимальное значение обобщенного показателя надежности Ро, которому соответствует минимум затрат для выполнения требуемого объема ремонтных работ, является функцией аргументов [?о и а и определяется из уравнения

Решение уравнения (**) показывает, что с увеличением Ро при а = const величина Ро возрастает. Это означает, что чем выше квалификация ремонтных бригад, тем больше обобщенный показатель надежности работы скважинных установок. С другой стороны, с увеличением а при постоянном Ро мы имеем обратную зависимость, то есть обобщенный показатель надежности Ро уменьшается. Очевидно, с увеличением затрат на ремонтные работы эффективность работы I1PC снижается. Большие затраты на ремонт наблюдаются при восстановлении аварийных отказов. Поэтому, если эксплуатировать скважины по выработке технического ресурса установок, то обобщенный показатель надежности будет низким. В эюй ситуации проведение плановых ТОР позволяет сохранить достаточно высокий показатель надежности работы скважин. Исследование уравнения (**) показачо, что требуемая надежность функционирования скважин Ро~0,9 обеспечивается при значениях aSO,065.

Рассмотрим приближенный метод обоснования требований к надежности нефтедобывающих систем. Этот метод может быть использован только в том случае, когда базовой системе противопоставляется система ТОР. Тогда конкурирующим для системы ТОР скважин является эксплуатация скважин по выработке технического ресурса, то есть выполнение ремонта скважин по необходимости после отказов. Для принятия решения получено неравенство

nLn(l-PoPo) = Ln(l -р„). Из последнего равенства находим количество бригад ПРС по формуле

in(i -А) П Ln(l - Р0Д)

а

q+PMin(\.pap0) 1-П

где Р гор - требуемый уровень надежности ТОР;.

Си - затраты на ремонт скважин в исходной системе без ТОР;

Р„ - надежность исходной (базовой) системы;

ДС - приращение затрат на ремонт.

Из этого соотношения следует, что внедрение системы ТОР с уровнем надежности Ртор целесообразно, если при данном d выполняется условие (***). Поэтому это неравенство задает минимально допустимый уровень надежности, который должен быть достигнут при применении системы ТОР, чтобы ее внедрение вместо существующей (базовой) было целесообразно.

Исследования показали, что для того, чтобы система ТОР скважин была эффективной в условиях ОАО "Юганскнефтегаз", необходимо ооеспечить РТОр—0,812-^-0,858 для ШСН и Ртор=0,839-гО,887 для ЭЦН при Ри=0,9-4-0,95. В АНК "Башнефть" эти цифры соответственно выглядят так: Ртор=0,^776-^0,821 для ШСН и Ртор=0,736-^0,779 для ЭЦН при прочих равных условиях.

Эксплуатация нефтепромыслового оборудования показывает, что принцип равной прочности далеко не всегда удается реализовать на практике. Поэтому в реальных промысловых условиях в процессе их эксплуатации некоторые элементы установок отказывают наиболее часто и очень важно заменить такой элемент до отказа, но сделать это наиболее экономично. Наработка на отказ для стареющих элементов часто подчиняется нормальному закону или распределению Вейбулла.

Для определения ресурса нефтепромыслового оборудования использовалось уравнение, полученное Барзиловичем Е.Ю.

где F(г) - функция распределения отказов; Л(г) - интенсивность отказов; г/ - среднее время замены отказавшего элемента; г> - среднее время замены исправного элемента.

Решение этого уравнения дает нам ресурс скважинного оборудования как наработку, но истечении которой должна производится ремонтная работа по его восстановлению или замене.

Результаты исследования ресурсов скважинного оборудования в условиях АПК "Башнефть" и ОАО "Юганскнефтегаз" показали, что увеличение задержки проведения ТОР от 3 до 7 суток приводит к значительному уменьшению наработки на отказ оборудования. Это связано с уменьшением основных показателей надежности систем функционирования, вызванных потерями времени на простои скважинного оборудования и длительностью восстановительных работ. Например, в случае аварийного (внезапного) отказа скважинного оборудования по истечении ресурсов То в условиях ОАО "Юганскнефтегаз" на восстановление системы требуется в среднем до 20 суток при простоях, значительных по величине ввиду отсутствия мгновенной индикации отказа. С учетом простоев скважины, общее время восстановления может составить более одного календарного месяца и привести к значительным экономическим потерям нефтегазодобывающего предприятия.

Третья глава посвящена выбору оптимальной стратегии организации и проведения технического обслуживания и ремонта на скважинах.

Рассмогрим случай, когда восстановление скважин проводится только после проявления отказа скважинного оборудования. Предположим, что в скважинах фиксирование отказов

роисходит через некоторое время распределенное по закону Ф(1). При данной стратегии бслуживания имеем следующий процесс эксплуатации и обслуживания скважин. Скважина, осстановленная в момент времени 1=0, работает до отказа в течение случайного времени аспределенного по захону Г (О- Далее, от момента появления отказа до его проявления, кважина в течение случайного времени 7; простаивает в неработоспособном состоянии наличие скрытого отказа). В случайный момент проявления / = + 77, отказа начинается ТОР кважины, продолжающийся случайное время ть после которого скважина полностью осстанавливается. После ТОР весь процесс функционирования скважины и ее обслуживания овторяе тся.

На основе обработки промысловых данных по наработке на отказ получены законы аспределення отказов скважин, оборудованных установками НСН-44, ЭЦН-50 и ЭЦН-130 для 'сгь-Балыкского и Южно-Сургутского месторождений. Законы распределения отказов риведены в табл. 1.

Таблица 1

Законы распределения отказов

Тип насоса Р(т) Л(т) Месторождение

НСН-44 ^jJ'l 0.0024(588бГ Усть-Балыкское

НСН-44 Южно-Сургутское

ЭЦН-50 еХрК546.4),51 0.0027(—*—)0 5 546.4 Усть-Балыкское

ЭЦН-130 -РК6933П О.оо21(6933Г Южно-Сургутское

Из таблицы видно, что отказы скважинного оборудования подчиняются распределению ейбулла. Исследования полученных законов распределения отказов показывают, что с »сличением продолжительности эксплуатации скважин г, вероятность их безотказной работы 2зко уменьшается.

С учетом полученных законов распределения отказов скважин решены задачи выбора тгимальных периодов проведения ТОР То при критериях оптимальности: максимум ээффициента готовности (шах Кг(т)), минимум удельных дополнительных затрат Tiin С*(г)) и максимум удельной прибыли (max S'{г)).

Результаты исследования показали, что проведение плановых ТОР позволяет уменьшить цельные затраты на обслуживание скважин и дает возможность получить дополнительную дельную прибыль. Результаты исследования показали, что оптимальные периоды, при эторых достигаются минимальные удельные затраты, мало отличаются от щ обеспечивающих iax S'(г). Тем не менее, проведение ТОР при то, в которых достигается min С'(г), не эеснечивает получения шах S'(r). Поэтому при организации ТОР на скважинах в качестве эитерия оптимальности нужно использовать максимум коэффициента готовности. Сравнение

оптимальных периодов проведения ТОР, при которых достигаются max ÄTr(г), min С (г) и max S\t), показывают, что наибольший то достигается при критерии оптимальности max Кг(т).

Результаты вычисления С'(г0) и S\tq) для то, при котором достигается max Кг(т), приведены в табл. 2.

Таблица 2

То, сут. SV.) Месторождение, тип насоса

590 0,978 63,2 377,7 НСН-44, Усть-Балыкское

450 0,987 36,8 407,6 НСН-44, Южно-Сургутское

630 0,982 59,6 1413,4 ЭЦН-50, Усть-Балыкское

740 0,985 50,0 2906,5 ЭЦН-130, Южно-Сургутское

Из таблицы видно, что проведение ТОР при То, в которых достигается max А'г(т), приводит к увеличению минимальных удельных затрат в среднем на 5% для скважин, оборудованных НСН-44, и на 4% для скважин, оборудованных ЭЦН. При этом шах S'(r) уменьшится в среднем на 0,75% для скважин с НСН-44 и на 0,12% для скважин с ЭЦН.

Таким образом, оптимальные периоды проведения ТОР, при которых достигаются min С'(г) и max S '(г), не являются оптимальными для достижения шах А'Дг). Очевидно, использование в качестве критерия оптимальности max КГ(т) приводит к небольшому увеличению минимальных затрат и незначительному уменьшению удельной прибыли. С другой стороны, использование в качестве критерия оптимальности max (г) позволяет повысить коэффициент эксплуатации скважин и обеспечить дополнительную добычу продукции.

Организация работ по проведению технологического обслуживания на основе законов распределения отказов, при которых достигается максимальный коэффициент готовности, является одним из подходов, позволяющих свести к минимуму потери нефти при восстановигеяьных работах на скважинах. Применение данного метода предполагает решение ряда задач организационно-управленческого характера.

Наиболее точную оценку показателей надежности функционирования скважинного оборудования получают применением параметрических моделей. Промысловый опыт проведения ТОР показывает, что величина оптимального периода проведения ремонтных работ то несколько занижена. Поэтому возникает необходимость оценки остаточного ресурса объектов по данным эксплуатации скважин. Под остаточным ресурсом понимается наработка объекта, начиная с момента гд до перехода в предельное состояние при установленных режимах работы скважин. В качестве основного показателя остаточной работоспособности объектов примем средний остаточный ресурс Т(Ат), определяемый как математическое ожидание остаточного ресурса после времени тд. Остаточный ресурс объектов Т(Лт) определим но формуле

Т(Ат) =

£

где 2, = г, - т0; = 1 -[1-Р(Т»)]^ ; к - число откачавших скважин на интервале (0, гц)\ N -

количество объектов наблюдения.

Нижнюю доверительную границу для остаточного ресурса Тн (Ах) при уровне д вычислим по формуле

где Л <50; Л, п - соответственно число объектов с безотказной наработкой и отказавших при эксплуатации на интервале [тп,1~то^Лт].

Исследования показали, что средний ресурс скважинного оборудования значительно выше, чем г,;. Например, в условиях АНК "Башнефть" средний ресурс больше т0 на 32 сут. по установкам ЭЦН и на 14 суг. больше по установкам ШСН, в ОАО "Пурнефтегаз", соответственно, на 19 и 14 сут., в ОАО "Юганскнефтегаз" - на 60 и 37 суток. Эта разница в АНК "Башнефть" составляет 11%(УЭЦН), 5,9% (УШСН), ОАО "Пурнефтегаз", соответственно, 9,4 и 10%, ОАО "Юганскнефтегаз" - 10,7 и 7,3%. Эти данные говорят о том, что в АНК "Башнефть" до 8,5% ресурса скважинного оборудования не доиспользуется, в ОАО "Пурнефтегаз" - до 9,7%, в ОАО "Юганскнефтегаз" - до 9%.

В самом деле, в существующих условиях эксплуатации скважинного оборудования в АНК "Башнефть" средний остаточный ресурс по УЭЦН составляет 71 суг., а по УШСН 45 суг. Аналогично, в ОАО "Пурнефтегаз" - 47 и 33 сут., ОАО "Юганскнефтегаз" - 137 и 104 сут. Учитывая, что наработка на отказ носит случайный характер , вычислены остаточные ресурсы установок ЭЦН и ШСН при различных уровнях доверительной вероятности ( 0,8; 0,85; 0,9; 0,95). Установлено, что с увеличением точности остаточный ресурс уменьшается и составляет по АНК "Башнефть" от 2 до 5 суток, по ОАО "Пурнефтегаз" - от I до 2,5 с)<ток, по ОАО "Юганскнефтегаз" - от 5 до 10 сут.

Усредненное значение отношения, Тн(д)/тжт которое характеризует долю остаточного ресурса скважинного оборудования при выбранном ц, уменьшается от 47,1% до 5,5% при увеличении q от 0,8 до 0,95. Учитывая, что критерий оптимальности К/т^) при определении то составил 0,95, мы приходим к выводу, что значения -с0, приведенные в таблице, действительно, являются оптимальными периодами проведения ремонтных работ на скважинах. С другой стороны, полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что при организации ТОР можно увеличить то за счет остаточного ресурса оборудования, уменьшая доверительный интервал д, например до 0,9. При этом, очевидно, оптимальность управления работой фонда скважин уменьшится незначительно, оставаясь в пределах допустимого.

Оценим экономические показатели эффективности ТОР, воспользуясь промысловыми данными по эксплуатации скважин, оборудованных насосом ЭЦН-80, в условиях АНК "Башнефть". При д = 0.9 НДГ остаточного ресурса равна 18 суткам. Тогда имеется возможность

увеличить оптимальный период проведения то на 18 суток, что составит 298 суток. Суммарный экономический эффект определим по формуле 6

Эо = Z [(Ой.[Ц-Зж]- 3mapN) -(Q„om-Зж] - 3mop N)] 1=1

при Q = q А'зд Т К„, где q - дебит скважины, м3/сут.; Кш = 0.95; Q6ll, Quo - объем добычи с безотказной наработкой и наработкой на отказ; Кп - переводной коэффициент, учитывающий технологические потери нефти; Т - срок эксплуатации, суток; N - количество ТОР со средней продолжительностью одного ремонта 14 суток; Ц~ цена 1 тонны товарной нефти ( 100 USD/t. );

- количество объектов позитивной выборки; Зтор - затраты на проведение ТОР ( 3500 USD/ ремонт); Зж - эксплуатационные затраты (18 USD/t. ).

Экономический эффект в расчете на единицу ремонтных работ определяется исходя из объемов дополнительной добычи нефти за время работы на остаточном ресурсе оборудования:

3l=q Кзк Тост Кп С Ц - 3JK) - 3тор.

Расчеты показали, что учет остаточного ресурса скважинного оборудования и технологических лотерь, в условиях АНК "Башнефть", позволяет получить суммарный экономический эффект от 447,4 до 475,3 тыс. долл. при технологических потерях от 20 до 15%.

Четвертая глава работы посвящена планированию и распределению объемов запасных комплектов и резервного оборудования с целью обеспечения высоких коэффициентов готовности и использования фонда скважин.

Решены задачи планирования объемов запасных комплектен при критериях оптимальности: максимум обобщенного показателя надежности или минимум затрат на резервирование. Тогда планирование объемов запасных комплектов сводится к решению следующих задач:

• прн заданных PQ) и С требуется найти такой вектор т', которому соответствует нижняя грань стоимости системы С{С,т) в области значений т, удовлетворяющих условию P[P'J)M ä Рв;

• при заданных P(t) и С требуегся найти такой вектор т', которому соответствует верхняя грань вероятности безотказной работы системы P[p(t),m] в области значений т, удовлетворяющих условию С(С,т)<С.

Ограничимся приближенным решением поставленных задач методом множителей Лаграшка, который обеспечивает достаточный уровень точности решения и, соответственно, имеют вид

. in«; +in(i-р) in(i-p) lntu'~]n"J

Hi-Pj) W-P,) Mi-Pj)

n

In u, --

2X

j = 1,2,..,и, где U-=~.

W-Pj) . ,• Щ1-Р.)

Исследование применения двух приближенных методов показало, что планирование объемов запасных комплектов при заданных Р(1) и С, удовлетворяющих условию Р[/"(/), /и] > Р0, является более предпочтительным, чем при выполнении условия С(С,т)<, С, соотвествующего критерию оптимальности - минимум затрат на резервирование.

В самом деле, исследования показали, что увеличение надежности элементов насосов НСН и ЭЦН в среднем на 4% позволяет уменьшить потребность в запасных комплектах, соответственно, на 39,2% и 38,9%. Применение методики при минимальных стоимостях замен элементов НСН и ЭЦН дает возможность получить уменьшение потребности в запасных комплектах, соответствено, на 23,7% и 17,6%. Таким образом, применение обобщенного показателя надежности как критерия оптимальности позволяет уменьшить на 15,5% больше потребности в запасных комплектах для НСН и на 21,3% - для ЭЦН. С другой стороны, увеличение обобщенного показателя надежности на 10% приводит к увеличению потребности в запасных комплектах для элементов НСН и ЭЦН, соответственно, на 10,7% и 7,3%. Это означает, что в связи с невозможностью дальнейшего увеличения надежности элементов насоса повышение обобщенного показателя надежности работы скважинного оборудования можно достичь только за счет увеличения количества запасных комплектов. Аналогично, увеличение затрат на замены элементов НСН (ЭЦН) приводит также к увеличению погребности в запасных комплектах, соответственно, на 11,3% для НСН и 20,5% для ЭЦН.

Управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС) имеет в своем составе и бригад подземного и капитального ремонта скважин. Каждая бригада получает определенное количество запасных частей для ремонта скважин согласно плановому объему ремонтных работ. Известно также, что, получив .г сд. запасных частей, ¡'-ая бригада (¡' = 1, п) отремонтирует /р,(х) скважин.

Требуется оптимально распределить запасные части между п бригадами УПНП и КРС так, чтобы общее количество отремонтированных ими скважин было бы максимальным.

С учетом постановки задачи имеем следующую математическую модель:

Для максимизапии общего фонда отремонтированных скважин использовалось функциональное уравнение Беллмана

/*♦,(*)= тах (0+ /*(*-')). 0</<х

для оптимального распределения запасных комплектов между ремонтными бригадами.

Таким образом, при наличии ремонтных комплектов насосов ШСН, например, в количестве 40 сд., увеличение производительности бригад ПРС на 19% позволяет увеличить общий объем ремонтных работ от 69 до 81, т.е. на 17,4%. При наличии 60 ед. ремонтных комплектов насосов ЭЦН увеличение производительности бригад на 12% приводит к

(х,) + (х2) + ...+■ 1р„ (хп) --> шах,

при ограничениях:

увеличению объема ремонтых работ от 92 до 111 скважин, т.е.на 20,6%. При этом число высвободившихся бригад ПРС увеличится до двух.

В сложившихся условиях эксплуатации скважинного оборудования элементом системы с наименьшей надежностью является насосное оборудование. Это во многом связано с осложненными условиями эксплуатации, которые отрицательно влияют па продолжительность срока эксплуатации насоса. При этом в течение срока эксплуатации насос позволяет получить прибыль, размер которой во многом связан с проводимыми ТОР.

В определенный период времени t эксплуатация насосного оборудования оказывается не рентабельной, с учетом стоимости оборудования и затрат на проведение ТОР. Поэтому необходимо определить оптимальную периодичность замены оборудования, чтобы прибыль, получаемая от эксплуатации насосного оборудования за определенный период и лет, была бы максимальной.

Для решения поставленной задачи воспользовались методами динамического программирования - ввели функциональное уравнение Беллмана

fhl (t) = max [у (t) + f„ (H-1)] о max[ - С + y(0) + fk (1)]. t t

с целью максимизации уровня прибыли от эксплуатации насосного оборудования.

Результаты моделирования показали, что насосное оборудование после трех-четырех ТОР (в условиях АНК "Еашнефть" и ОАО "ГГуриефтех~аз") или после двух-трех ТОР в условиях ОАО "Юганскнефтегаз" подлежит замене новым, так как максимальный уровень прибыли не достигается из-за высоких затрат на поддержание его работоспособности.

Пятая глава посвящена моделированию эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в осложненных условиях.

С целью более полного извлечения нефти и достижения более высоких коэффициентов использования фонда скважин и показателей функционирования нефтедобывающих предприятий в практике разработки нефтяных месторождений ЗапаДной Сибири широко применяется технология гидравлического разрыва пластов (ГРГТ).

Показано, что все работы по ГРП сконцентрированы в зонах со средней (К„<0,5) и низкой (Кп<0,3) песчанистостью. Песчаники в этих зонах классифицируются как прерывистые, а запасы относятся к категории трудноизвлекаемых. Производство ГРГ1 на обводненном фонде скважин показало, что обводненность продукции в скважине не препятствует достижению эффекта от операции ГРП. Применение метода ГРП дает возможность в рассматриваемой категории скважин достичь дебитов жидкости 20-30 т/сут. При этом эксплуатация скважин становится рентабельной до обводненности порядка 95% и позволяет утверждать, что гидроразрыв пласта в исследуемых объектах является одним из наиболее эффективных средств не только для интенсификации добычи нефти, но и увеличения нефтеотдачи пласта. Этот метод остается основным способом извлечения запасов нефти в зонах развития прерывистых коллекторов.

Решена задача подбора скважин для проведения ГРП и оценки эффективности технологии ГРП методом потенциальных функций с учетом информативных факторов, определяющих эффективность метода. Алгоритм решения задачи программно реализован для процессоров Intel Pentium, AMD, Cyrix на базе Borland Pascal. Результаты расчетов показали,

что подбор скважин под ГРП может быть проведен с учетом следующих факторов: коэффициент вскрытия пласта, коэффициент пористости пласта, коэффициент проницаемости пласта, глубина искусственного забоя, дебит скважины по нефти и жидкости. При этом точность прогноза составляет не менее 80%. Метод потенциальных функций успешно может быть использован и для диагностирования эффективности технологии ГРП. Результаты расчетов показали, что точность прогноза составляет 75%. Для повышения эффективности технологии необходимо оказать воздействие на управляемые параметры процесса, т.е. изменить значения управляемых параметров так, чтобы сумма потенциалов по классам удовлетворяла неравенству КА(х)>Кв(х), где КА(х) - сумма потенциалов класса А ( эффективные ГРП ); Кв(х) -сумма потенциалов класса В ( малоэффективные ).

В следующем разделе решена задача моделирования и раннего диагностирования длины полутрещины при ГРП на объектах испытания ЮВ| и ABi-з с помощью диагностической процедуры Вальда. Алгоритм метода последовательного анализа Вальда программно реализован на ПЭВМ Intel Pentium, AMD, Cyrix на базе Borland Pascal.

Для принятия решения вычислены пороги и составлены таблицы диагностических коэффициентов. Точность прогноза раннего диагностирования длины полутрещины составляет не менее 80%.

Моделирование и ранее диагностирование длины полутрешипы проводится с учетом следующих геолого-промысловых и технологических параметров процесса ГРП: эффективная толщина, коэффициент пористости, коэффициент проницаемости, давление разрыва, давление IS1P, конечное давление, глубина спуска НКТ, потери давления на трение, темп закачки жидкости разрыва, максимальная концентрация жидкости разрыва, количество пропанта в пласте, жидкость продавки.

Применение диагностической процедуры Вальда не позволяет прогнозировать численные значения ожидаемой длины полутрещины при ГРП. Поэтому предложены математические модели трещинообразования с учетом выше перечисленных параметров, позволяющие моделировать длину полутрещииы. Модели адекватно описывают процесс трещинообразования на объектах испытания, и эмпирические корреляционные отношения составляют 0,815 (объект АВ1.3) и 0,859 (объект ЮВ1).

Промысловый опыт применения технологии ГРП показывает, что в одних скважинах наблюдается интенсивное обводнение продукции скважин, а в других - наоборот. Поэтому предотвращение преждевременного обводнения скважин в результате проведения ГРП является актуальной задачей. Обводнение скважин при ГРП формируется под влиянием множества факторов, характеризующих как состояние призабойной зоны пласта, так и технологии процесса. Поэтому диагностирование скважин по обводненности проведено с учетом следующих факторов: пористость пласта, коэффициент проницаемости пласта, длина полутрещины, объем закачки жидкости с пропантом, объем жидкости продавки, давление разрыва, среднее давление, дебит скважины по жидкости и обводненность скважины до ГРП.

Скважины, в которых наблюдалось уменьшение или отсутствие обводненности, включены в класс А. В класс В включены те скважины, в которых наблюдалось увеличение обводненности продукции после ГРП. Для принятия решения вычислены пороги. При

полученных порогах точность прогноза раннего диагностирования обводнения скважин составляет 82%.

В последние годы стали широко применяться адаптационные методы, требующие предварительной классификации объектов. Однако во многих случаях трудно, а порой невозможно разделить объекты на группы. Моделирование и раннее диагностирование эффективности технологии ГРП решено с использованием последовательного анализа Вальда и учетом следующих параметров: длина полутрещины, эффективная толщина, коэффициент пористости, коэффициент проницаемости, дебит жидкости до ГРП, дебит по нефти до ГРП, обводненность до ГРП.

Для принятия решения определены пороги и составлены таблицы диагностических коэффициентов. Точность прогноза раннего диагностирования составляет не менее 81%. Применение диагностической процедуры Вальда для диагностирования эффективности технологии ГРП предполагает первоначальное диагностирование длины полугрещины и обводнения скважин, и только после этого диагностирование эффективности метода ГРП для выбранных значений параметров.

Метод Ватьда дает возможность провести раннюю диагностику эффективности применения технологии, но не позволяет определить уровень прироста дебита скважин в результате ГРП. Поэтому предложены математические модели, позволяющие вычислить ожидаемую величину прироста дебита от ГРП. Эмпирические корреляционные отношения составляют 0.879 (объект АВ|.з) и 0,796 (объект ЮВ0- Модели получены с учетом вышеперечисленных геодого-промьгелевых и технологических параметров процесса ГРП.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обоснована необходимость использования обобщенного показателя надежности (ОПН) при оценке вероятности выполнения системой поставленных задач. Зависимость количества бригад ПРС от обобщенного показателя надежности и вероятности выполнения плана ТОР п бригадами при условии отсутствия отказов показала, что чем выше квалификация ремонтных бригад, тем больше ОПН скважинного оборудования и тем меньше число бригад необходимо для выполнения плана ремонтных работ

2. Установлено, что ОПН зависит от вероятности выполнения плана одной бригадой, при условии отсутствия отказов скважин, и показателя а, зависящего о г отношения затрат на содержание одной бригады ПРС к нормативным затратам. Показано, что при а<0,065 обеспечивается требуемая надежность функционирования >0,9.

3. Результаты теоретических исследований показали, что увеличение величины простоя скважин после отказа до проведения ТОР от 3 до 7 суток приводит к значительному уменьшению наработки на отказ оборудования. С учетом простоев скважины общее время восстановления может составить более одного месяца и привести к значительным невосполнимым потерям.

4. Теоретические исследования показали, что оптимальным периодам проведения ТОР соответствуют значения вероятностей от 0,416 до 0,465. При этом средний ресурс

скважинного оборудования значительно больше, чем оптимальные периоды проведения ТОР. Установлено, что в ЛНК "Башнефть" до 8,5% ресурса скважинного оборудования не доиспользуется, в ОАО "Пурнефтегаз" до 9,7%, в ОАО "Юганскнефтегаз" до 9%.

5. Установлено, что учет остаточного ресурса скважинного оборудования и технологических потерь позволяет значительно увеличить эффективность использования эксплуатационного фонда скважин, а также создать гибкую систему организации проведения ТОР скважин. Экономический эффект в расчете на один ремонт при технологических потерях 20% в условиях АНК "Башнефть" составляет 71 тыс. долл.

6. Предложена методика приближенного решения задачи рационального планирования объемов запасных комплектов нефтепромыслового оборудования при критериях оптимальности: максимум ОПН и минимум затрат lia резервирование. Теоретические исследования показали, что применение обобщенного показателя надежности, как критерия оптимальности, позволяет уменьшить потребность в запасных комплектах для НСН па 15,5% и ЭДН па 21,3% больше по сравнению с критерием оптимальности - минимум затрат на резервирование.

7. Показано, что увеличение ОПН и затрат на замену приводит к увеличению потребности в запасных комплектах. Это означает, что в связи с невозможностью дальнейшего увеличения надежности элементов насоса повышение ОПН работы скважинного оборудования можно достичь только за счег увеличения количества запасных комплектов.

8. Решены задачи оптимального распределения ремонтных комплектов насосного оборудования между бригадами ПРС и определения сроков замены скважинного оборудования методом Беллмана. Исследования показали, что рациональное использование возможности ремонтных бригад позволяет высвободить часть бригад для проведения других видов ремонта на скважинах. Установлено, что наиболее оптимальным сроком замены насосного оборудования является период в три года, в течение которого предполагается проведение трех-четырех ТОР (в условиях АНК "Башнефть" и ОАО "Пурнефтегаз") или двух-трех ТОР в условиях ОАО "Юганскнефтегаз" в зависимости от оптимальных периодов проведения повторных ремонтов.

9. Впервые для диагностирования длины полутрещины предложен последовательный анализ Вальда и получены магематические модели с учетом основных информативных геолого-промысловых и технологических параметров операции ГРП. Предложена методика для подбора скважин под Г'РП на основе метода потенциальных функций. Разработан комплекс программного обеспечения.

Ю.Для ранней диагностики эффективности ГРП и обводнения скважин составлены таблицы диагностических коэффициентов и определены порога для принятия решения. Составлен стандарт предприятия, который внедрен в условиях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз".

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Кучумов Р.Я., Нурбаев Б., Кучумов P.P. Моделирование надежности нефтепромысловых систем и ремонтно-изоляционых работ в осложненных условиях. - Тюмень: Вектор-Бук, 1998.-224 с.

2. Кучумов Р.Я, Занкиев МЛ., Кучумов P.P. Моделирование эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в условиях Западной Сибири. - Тюмень: Вектор-Бук, 1998.-204 с.

3. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P., Козлов В.Д. Методика определения оптимальных периодов проведения технического обслуживания и ремонта а корректировка их по данным эксплуатации скважин в осложненных условиях // Управление нефтегазодобывающим комплексом Западной Сибири в условиях рыночной экономики: Межвузовский сборник научных трудов - Тюмень: ТюмИИ, 1993. - С. 38-44.

4. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Проблема эффективности проведения технического обслуживания и ремонта и пути се решения в условиях Западной Сибири И Управление нефтегазодобывающим комплексом Западной Сибири в условиях рыночной экономики: Межвузовский сборник научных трудов - Тюмень: ТюмИИ, 1993. - С. 44-48

5. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Технико-экопомическое обоснование эффективности проведения технического обслуживания и ремонта скважин // Межвузовский сборник научных трудов: Проблемы развития ТЭК в условиях рыночных отношений - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

6. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Теоретические основы определения периодичности проверок скважин на функционирование // Межвузовский сборник научных трудов: Проблемы развития ТЭК в условиях рыночных отношений - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

7. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Мегодика оценки эффективности подземных ремонтов по данным эксплуатации скважин II Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов международной научно- технической конференции 21-23 мая 1996 г. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

8. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Теоретическое и технико-экономическое обоснование периодичности проверок скважин на функционирование /7 Нефть и газ Западной Сибири. Тезисы докладов международной научно- технической конференции 21-23 мая 1996 г. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

9. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Оценка величины ресурса нефтепромысловых систем в осложненных условиях // Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тезисы докладов международной научной конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

Ю.Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Методика обоснования достаточного уровня надежности работы скважин // Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тезисы докладов международной научной конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

11.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.

12.3анкиев 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.

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

14.Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Исследования факторов, влияющих на образование трещин при ГРП // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвузовский сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С. 181-189.

15.3анкиев М.Я., Кучумов P.P., Лавров Г.И. Оценка эффективности работ по ГРП, проводимых СП "МеКаМинефть" // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвузовский сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С. 113-117.

16.Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Исследование факторов, определяющих эффект ивность технологии ГРП в условиях Западной Сибири // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвузовский сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С. 165-172.

17.Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Технико-экономический анализ деятельности сервисных предприятий в условиях Западной Сибири // Экологические проблемы и пути решения задач но длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет в зоне ведения геолого-разведочных и буровых работ, трубопроводостроения и разработки нефтегазовых месторождений на суше и морских акваториях: Сборник тезисов Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1S97. -С. 131-132.

18.Кучумов P.P., Занкиев М.Я. Технико-экономическое обоснование условий эффективного функционирования сервисных предприятий по проведению ГТМ в условиях Западной Сибири // Экологические проблемы и пути решения задач но длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет в зоне ведения геолого-разведочных и буровых работ, трубопроводостроения и разработки нефтегазовых месторождений на суше и морских акваториях: Сборник тезисов Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1997.-С. 132-134.

19.Кучумов P.P., Занкиев М.Я. Анализ особенностей геологического строения объектов испытания технологии ГРП // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона. Сборник тезисов научно-практической конференции ОАО "Запсибгазпром". - Тюмень: ОАО "Запсибгазпром", 1997. - С. 31-32.

20.Кучумов P.P., Занкиев М.Я. Анализ динамики основных технологических показателей объектов испытания технологии ГРП // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона. Сборник тезисов научно-практической конференции ОАО "Запсибгазпром". - Тюмень: ОАО "Запсибгазпром",1997. -С. 32-34.

21 .Кучумов P.P. Определение оптимапьных значений показателей надежности нефтепромысловых систем // Всероссийская научно-практическая конференция, посвященная 85-летнему юбилею В.И. Муравленко - "Нефть и газ", 1997, №6, - С. ПО.

22.Кучумов P.P., Кузнецов Ю.С. Решение задачи минимизации затрат на проведение технического обслуживания и ремонта скважин // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона. Сборник тезисов научно-практической конференции ОАО "Запсибгазпром". - Тюмень: ОАО "Запсибгазпром", 1997. -С. 34-35.

23.Кучумов P.P. Решение займи максимизации добычи нефти при наличии осложняющих факторов // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений ЗападноСибирского региона. Сборник тезисов научно-практической конференции ОАО "Запсибгазпром". - Тюмень: ОАО "Запсибгазпром", 1997. - С. 35-36.

24.Кучумов P.P. Финансово-экономические предпосылки функционирования сервисных предприятий в рыночных условиях // Новые технологии в газовой промышленности. Вторая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. - Москва: ГАНГ, 1997.

25 .Кучумов Р.Я., Кучумов Р,Р. Принципы обоснования требуемого уровня надежности нефтепромысловых систем // Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Межвузовский сборник научных трудов -Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С.18-23.

26.Кучумов Р.Я., Кучумоъ P.P. Приближенный метод определения величины ресурса нефтепромыслового оборудования // Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Межвузовский сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С. 23-28.

27.Кучумов P.P., Кузнецов Ю.С. Приближенное решение задачи рационального планирования объемов запасных комплектов нефтепромыслового оборудования /У Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: Вектор-Бук, 1998. - С. 49-50.

28.Кучумов P.P.. Приближенное решение задачи резервирование запасных комплектов скважинного оборудования при оптимизации затрат /'/' Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: Вектор-Бук, 1998. - С. 50 - 52.

29.Кучумов P.P., Кузнецов Ю.С. Оценки параметров эксплуатационной надежности скважинного оборудования на основе параметрических моделей // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: Вектор-Бук, 1998. - С. 52 - 54

30.Кучумов P.P., Кузнецов Ю.С. Параметрическое моделирование остаточного ресурса скважинного оборудования // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. -Тюмень: Вектор-Бук, 1998. - С. 54 - 56.

31.Кучумов P.P. Технико-экономический анализ остаточного ресурса скважинного оборудования // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта

нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: Вектор-Бук, 1998. - С. 56 - 58.

32.Кучумов P.P., Кучумов Р.Я., Нурбаев Б.А. Методика определения велечины ресурса скважшшого оборудования // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции -Тюмень: Вектор-Бук, 1998. - С. 61 - 63,

33.Кучумов P.P., Кучумов Р.Я., Нурбаев Б.А. Методика определения необходимого количества бригад ПРС // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: Вектор-Бук, 1998. - С. 63-66.

34.Лавров Г.И., Кучумов P.P., Занкиев М.Я. Применение современных методов количественного финансового анализа при оценке эффективности инвестиционных процессов в нефтяной и газовой промышленности // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень, 1998 г. - 114 - 115.

35.Руководство по диагностированию эффективности применения технологии ГРП // СТП-39-5679120-001-97, Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. - Мегион: ОАО "Славнефть-Мсгионнефтегаз", 1997. - 64 с.

Соискатель

P.P. Кучумов