автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Моделирование и управление ремонтными работами с применением системы технического обслуживания и ремонта скважин в осложненных условиях

ВВЕДЕНИЕ.

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНДА СКВАЖИН И РАБОТЫ РЕМОНТНЫХ

БРИГАД.

Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин.

Исследования эффективности работы бригад подземного ремонта скважин в осложненных условиях.

Исследования факторов, определяющих непроизводительное время и пути их уменьшения.

Выводы по разделу.I.

ИССЛЕДОВАНИЯ СТРАТЕГИИ ТЕХНИЧЕСКОГО

ОБСЛУЖИВАНИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ.

Выбор теоретических законов распределения отказов нефтепромысловых систем и показателей их надежности.

Моделирование восстанавливаемости нефтепромыслового оборудования.

Выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем.

Методика замены элементов скважинного оборудования при длительной эксплуатации.

Методика оптимальной стратегии организации и проведения

Выводы по разделу.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ТОР

ПРИ ЛОВИЛЬНЫХ РАБОТАХ.

Исследования влияния очистки ствола и забоя на коэффициент технической готовности скважин.

Моделирование эффективности применения системы ТОР при ловильных работах.

3.2.1. Анализ влияния обрывов и отворотов насосных штанг и труб на техническую готовность скважин.

3.2.2. Моделирование эффективности извлечения ЭЦН в системе технического обслуживания.

Выводы по разделу.

МОДЕЛИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕМ ТЕХНИЧЕСКОЙ ГОТОВНОСТИ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ

УСТАНОВОК.

Анализ отказов установок ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах.

Моделирование показателей технической готовности

ШСН. И

Исследование причин отказов У ЭЦН.

Моделирование показателей технической готовности

В ыводы по разделу.

МОДЕЛИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ СИСТЕМЫ ТОР ПРИ ЛОВИЛЬНЫХ И

ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТАХ.

Экономические показатели очистки ствола и забоя скважин в системе ТОР.

Оценка экономических показателей ликвидации обрывов и отворотов насосных штанг и труб.

Моделирование экономических показателей системы ТОР при извлечении ЭЦН.

Анализ показателей эффективности ТОР установок

Исследование экономических показателей ТОР установок

Выводы по разделу.

Актуальность работы. Разработка нефтяных месторождений, как сложный технологический процесс, нуждается в своевременном и действенном контроле, анализе и регулировании, которые начинаются с ввода в эксплуатацию первых скважин и непрерывно продолжаются до конца эксплуатации месторождений, охватывая все стадии их разработки, и от которых зависят высокая эффективность процесса и конечная нефтеотдача. Особенно большое значение контроль, анализ и регулирование приобретают на поздней стадии, когда детально изучена геологическая характеристика месторождений и накоплен опыт разработки.

Каждое эксплуатируемое месторождение представляет индивидуальный объект, которому присущи свои особенности строения залежи и методы разработки. Принципы и методы регулирования различных залежей на разных стадиях могут быть различными, но, в конечном счете, они направлены на решение основных задач: обеспечение плановой добычи нефти при минимальных затратах на разработку месторождения и достижение возможно высокой нефтеотдачи пласта, для выполнения которых необходимо регулярно проводить анализ состояния разработки и в нужный момент корректировать ее путем регулирования отдельных элементов системы.

Рациональная система управления разработкой нефтяных месторождений в большой степени связана с построением математических моделей фильтрации нефти, воды и газа в пористой среде, моделей сбора и обработки информации при разработке нефтяных месторождений, с созданием комплекса технических средств и специальных программ для автоматизированной обработки информации и управления процессом разработки нефтяных месторождений.

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 на базе моделирования организационных и геолого-технических мероприятий по повышению эффективности использования эксплуатационного фонда скважин.

Задачи по повышению эффективности эксплуатации фонда скважин выдвигают сложные проблемы. В условиях реорганизации нефтедобывающей промышленности, связанной с переходом на рыночную экономику, и интенсификации производства на базе существующей в отрасли техники и технологии исследование проблемы моделирования эффективности использования эксплуатационного фонда скважин требует принципиально новой постановки и новых методических решений. Решение проблемы должно осуществляться с учетом экономической целесообразности применения того или иного типа скважинного оборудования, а также форм и способов организации работ на скважинах. Требуется прилагать большие усилия для решения этих проблем путем совершенствования методов и форм организации комплексных ремонтов на скважинах, предусматривающих проведение технического обслуживания и ремонта на основе анализа и обработки геолого-промыслового материала с применением математических методов и ПЭВМ.

Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин относятся к сложным, с точки зрения оптимизации, управляемым процессам. Это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных факторов, а также параметров, не поддающихся контролю и изучению. Необходимость одновременного регулирования довольно большого количества технологических и усложняющих нормальную работу скважин параметров затрудняет комплексную разработку проблемы работы фонда скважин. Ее решению посвящены исследования А.Н. Адонина, А.С. Вирновского, В.П. Максимова, И.Т. Мищенко, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, Н.Н. Репина, Ю.В. Зайцева, Г.В. Молчанова, М.М. Загирова, Р.А. Максутова, С.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, Н.Ш. Алиева, В.А. Афанасьева, М.Д. Валеева, М.Ф. Вахитова, С.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина, Б.Б. Крумана, J1.C. Каплана, Ю.В. Пчелинцева и многих других.

На эксплуатационную надежность работы скважин, оборудованных установками ШСН и ЭЦН, влияет совокупность физико-химических и геолого-технических факторов, среди которых есть управляемые: режимы откачки, типоразмеры, компоновки колонн штанг и т.д.

Подбирая эти факторы для каждой конкретной скважины по существующим методикам, с учетом их влияния на надежность, можно получить требуемый дебит, частично уменьшая при этом отрицательное влияние на межремонтный период (МРП) свойств добываемой жидкости и т.д. Однако один и тот же фактор, изменяющийся в одних и тех же пределах, может быть или не быть осложняющим в зависимости от всей совокупности факторов исследуемого месторождения. Поэтому перечень осложняющих факторов в рассматриваемом месторождении может быть выявлен только на основе количественного анализа влияния их изменения на надежность глубинно-насосных скважин.

В настоящее время нет универсальной методики, в которой были бы учтены все составляющие нагрузок на скважинное оборудование в осложненных условиях эксплуатации. Неправильный их учет при выборе режимов откачки, типоразмеров, других характеристик глубинно-насосных установок приводит к преждевременному отказу.

К числу факторов, существенно влияющих на эксплуатационную надежность скважинного оборудования, относятся обводненность, вязкость и минерализованность добываемой продукции, эмульсия, содержание газа и сероводорода и т.д. Коррозионное действие среды наблюдается, главным образом, в обводненных скважинах, т.к. при этом происходит увеличение коррозионной активности среды и обращение водонефтяной эмульсии. При этом вода становится дисперсной средой и активизирует коррозионный процесс, интенсивность которого зависит от сероводорода, окиси углерода и других стимуляторов коррозии.

Более значительным и сложным является действие воды на подземное оборудование. При откачке продукции скважин следует учитывать вязкость и смазывающие свойства нефти, обусловленные как различием вязкости, так и различием состава и физико-химических свойств компонентов нефти. Например, при откачке высоковязких жидкостей величина нагрузки от трения сопоставима с весом колонны штанг или столба жидкости выше насоса. Указанные нагрузки влияют не только на МРП работы насосных штанг, но и значительно снижают производительность насоса.

При откачке обводненной продукции происходит отложение неорганических солей и парафина на поверхности оборудования, что приводит к снижению подачи, увеличению нагрузок на детали и узлы установок; увеличивается гидродинамическое трение; происходит заклинивание и уменьшение сечений в зазорах и т.д. Если интенсивность отложения неорганических солей зависит от величины перенасыщенности попутно добываемых вод сульфатом и карбонатом кальция, то кристаллизация парафина зависит от дебита скважины, температуры жидкости, обводненности, газового фактора и т.д.

Влияние на отказы ЭЦН этих факторов аналогично их влиянию на отказы ШСН и составляет около трети всех отказов. С точки зрения эксплуатационной надежности работы установок ЭЦН важное значение имеет температура ПЭД, которая определяется степенью нагрева жидкости в зоне насосной установки, в зазоре между ПЭД и обсадной колонной. Степень нагрева жидкости зависит от режимов работы и типоразмеров УЭЦН, а также от свойств добываемой жидкости.

Работа оборудования в вертикальных скважинах хорошо изучена, в то же время его работа в искривленных скважинах, число которых в последние годы заметно растет, изучена недостаточно. Основные осложнения при работе УШСН в искривленных скважинах обусловлены резким ростом сил трения. При эксплуатации наклонных скважин штанговыми насосами наблюдается интенсивный износ штанг, штанговых муфт и НКТ. Вследствие этого, резко снижаются сроки их службы. Кроме того, в искривленных скважинах резко возрастают осевые нагрузки на колонну штанг в точке подвеса ее при ходе вверх. Трение штанг о жидкость при ходе вниз может привести к «зависанию штанг». Вследствие этого, возникает удар, который приводит к обрыву колонны штанг, износу редуктора, обрыву канатной подвески и других узлов СКН.

Анализ работ показывает, что влияние осложняющих факторов на межремонтный период работы скважины зависит от того, в каких сочетаниях эти факторы характеризуют условия эксплуатации скважинного оборудования. Поэтому для оценки влияния на МРП каждого фактора необходимо учесть всю совокупность факторов, меняющихся от скважины к скважине данного месторождения. Количество изменяющихся факторов зависит от геологических особенностей месторождения, физико-химических свойств откачиваемой продукции, техники и технологии добычи.

Одной из основных задач, решаемых в процессе эксплуатации скважин, является обеспечение их надежной работы. Острота этой проблемы обусловлена отказами при высоких значениях эксплуатационных нагрузок. На практике в качестве показателя надежности принято оперировать средней величиной МРП независимо от вида подземных работ. Такой подход к оценке деятельности промыслов совершенно неверен. Его аналогом для скважины является средняя наработка на текущий ремонт. Для оценки частоты обрывов могут быть использованы формулы А.С. Вирновского, М.М. Саттарова и A.M. Пирвердяна. Эти зависимости достаточно полно отражают особенности на конкретных месторождениях, для которых они получены, но не могут быть распространены на месторождения при существенно отличающихся условиях. Они применимы только для нормальных условий эксплуатации, когда нагрузки на детали и узлы установок далеки от предельно допустимых и не учитывают всей совокупности факторов, осложняющих эксплуатацию глубинно-насосных установок. Отсутствие комплексного метода затрудняет выявление количественных зависимостей МРП и их использование на практике, следовательно, необходима разработка методических решений, учитывающих особенности совокупности факторов.

Решению этой проблемы посвящена диссертационная работа и определены цель и задачи исследований.

Цель работы. Моделирование эффективности применения системы технического обслуживания и управление ремонтными работами на скважинах в осложненных условиях их эксплуатации. Основные задачи исследований:

• анализ эффективности эксплуатации фонда скважин и ремонтных бригад;

• исследования стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем;

• моделирование эффективности системы ТОР при ловильных работах;

• моделирование и управление показателем технической готовности глубинно-насосных установок;

• моделирование и управление экономическими показателями системы ТОР при ловильных и восстановительных работах.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использовались вероятностно-статистические методы, теории надежности и массового обслуживания сложных нефтепромысловых систем с широким применением ПЭВМ. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Научная новизна.

1. На основе обработки данных по отказам установлено, что отказы глубинно-насосных установок (ШСН, ЭЦН), отвороты и обрывы штанг и насосных труб, ловильные работы на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» подчиняются закону распределения Вейбулла. Закон распределения восстановительных работ описывается законом Эрланга.

2. Установлена более высокая эффективность системы ТОР, предполагающей проведение плановых ремонтов при наличии аварийных отказов. Например, при применении данной системы при очистке ствола и забоя скважин г0 выше в 2-3 раза, а коэффициент готовности - на 5% по сравнению с системой, предусматривающей проведение только плановых ремонтов вне зависимости от наличия аварийных отказов.

3. Установлено, что при применении системы ТОР для глубинно-насосных установок увеличение отношения та / тп до 30% при постоянной величине тп приводит к уменьшению коэффициента технической готовности УШСН до 1,5%, а ЭЦН до 1%. В то же время оптимальный период проведения ТОР снижается на 11% и 17,6% соответственно для штанговых и электроцентробежных насосов. При та = const наблюдается обратная картина. Показано, что для управления работой фонда скважин эффективнее полагать та = const. При этом в качестве га нужно принимать максимальное нормативное время, планируемое на восстановление скважин.

4. Показано, что прибыль при очистке ствола и забоя скважин, проведении ловильные работы (извлечение ЭЦН) достигается при правильно и выбранной стратегии, времени и стоимости работ по техническому обслуживанию и ремонту. Для достижения положительного эффекта от ТОР необходимо выполнение условий га1тп<2.00, Са/Сп<2.20, Я(т0)<0.01 при очистке ствола и забоя скважин, и я(г0) 0.007-0.008, Са/Сп - 2.6-2.7, та/тп- 3.6-3.8 проведении ловильные работы (извлечение ЭЦН).

На защиту выносятся результаты научных исследований по моделированию и обоснованию комплекса мероприятий по управлению ремонтными работами на скважинах с применением системы ТОР на месторождениях ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз».

Достоверность научных результатов. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания на основе обработки большого количества фактического промыслового материала с широким применением ПЭВМ и наличием положительного эффекта от промышленного внедрения.

Практическая ценность работы.

1. Обоснована целесообразность применения системы технического обслуживания и ремонта скважин, включающая две схемы проведения ТОР, предполагающие, соответственно, проведение плановых ремонтов при наличии аварийных отказов и проведение только плановых ремонтов вне зависимости от наличия аварийных отказов.

2. Разработано методическое руководство по моделированию показателей технико-экономической эффективности системы технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок в наклонно направленных скважинах, которое применяется в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

3. Разработаны и внедрены стандарты предприятия «Методика моделирования показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах» (СТП 39-0000000001-00) и «Методика моделирования экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах» (СТП 39-0000000-002-00). 4. Созданы программы для моделирования технико-экономических показателей при применении системы технического обслуживания и ремонта.

Реализация результатов работы.

На основе результатов исследований разработан и внедрен комплекс мероприятий по управлению ремонтными работами на скважинах с применением системы ТОР на нефтяных промыслах ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Тюменнефтегаз».

Экономический эффект от внедрения комплекса мероприятий составляет 3 616,4 тыс. руб., дополнительно добыто 155 тыс. тонн нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на второй Всероссийской научно-технической конференции по моделированию технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий, г. Тюмень 2000 г.; Юбилейной научной сессии посвященной 70-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2000 г.; на Юбилейной конференции посвященной 25-летию Сибирского научно-исследовательского института нефтяной промышленности СибНИИНП, г. Тюмень, 2000 г. и на научно-методических семинарах кафедры «Моделирования и управления процессами нефтегазодобычи» (Прикладная математика), ТюмГНГУ, 19982000 гг.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 27 печатных работ, в том числе 18 статей, 2 стандарта предприятий и методическое руководство.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 102 наименования, и приложения. Работа изложена на 208 страницах машинописного текста, содержит 113 рисунков и 57 таблиц.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен системный анализ причин роста бездействующего и простаивающего фонда скважин, а также эффективности работы бригад подземного ремонта скважин. Показано, что выработка в КРС снизилась на 20%, а в ПРС - на 3%. Потери добычи нефти составили свыше 7,4 млн. тонн.

2. На основе обработки данных по отказам установлено, что отказы глубинно-насосных установок (ШСН, ЭЦН), отвороты и обрывы штанг и насосных труб, ловильные работы на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» подчиняются закону распределения Вейбулла, восстановительные работы описываются законом Эрланга.

3. Обоснована целесообразность применения системы технического обслуживания и ремонта скважин, предполагающей проведение плановых ремонтов при наличии аварийных отказов. Показано, что при применении данной системы при очистке ствола и забоя скважин г0 выше в 2-3 раза, а коэффициент готовности на 5% выше по сравнению с системой предусматривающей проведение только плановых ремонтов вне зависимости от наличия аварийных отказов.

4. Установлено, что при применении системы ТОР для глубинно-насосных установок увеличение отношения та/т„ до 30% при постоянной величине т„ приводит к уменьшению коэффициента технической готовности УСШН до 1,5%, а ЭЦН до 1%. В то же время оптимальный период проведения ТОР снижается на 11% и 17,6% соответственно для штанговых и электроцентробежных насосов. При та = const наблюдается обратная картина. Показано, что для управления работой фонда скважин эффективнее полагать та = const. При этом в качестве га нужно принимать максимальное нормативное время, планируемое на восстановление скважин.

5. Показано, что прибыль при очистке ствола и забоя скважин достигается при правильно выбранной стратегии, времени и стоимости работ по техническому обслуживанию и ремонту. Для достижения положительного эффекта от ТОР необходимо выполнение условий та /г„<2.00, Са/Сп<2.20, я(г0)<0.01.

6. Показано, что экономически эффективнее проводить ловильные работы (извлечение ЭЦН) при интенсивностях отказов (полетах ЭЦН) л(т0) 0,007-0,008, при отношениях стоимостей работ Са!Сп - 2,6-2,7 и продолжительностей восстановления та /т„— 3,6-3,8.

7. Анализ эффективности применения системы ТОР ШСН и ЭЦН при постоянных та,Са и г„,С„ показал, что при постоянных та,Са удельные затраты ниже, чем при постоянных т„,Сп и во многом определяются длительностью и стоимостью плановых ремонтов. Установлено, что для достижения высоких эффектов от применения ТОР на скважинах необходимо управлять процессом, обеспечивая оптимальные сочетания тп и Сп, при условии, что в качестве та и Са будут приняты нормативное время и затраты на восстановление скважин.

1. Азимов Б.А., Алиев IILH. Определение влияния эксплуатационных факторов на показатели надежности штанговых насосов. М.: Нефтяное хозяйство, 1980, №1. - с.36-38.

2. Анализ эксплуатации наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири и разработка требований к конструкции и профилю ствола скважины /ВНИИнефть, СибНИИНП,1986.

3. Атакишев Н.А., Гузик А.И., Дадаш-заде A.M. К вопросу определения показателей надежности штанговой колонны. Баку: Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1960, № 9.

4. Афанасьев В.А., Елизаров А.В., Ишемгужин С.Б. и др. Некоторые результаты применения штанговых насосов в Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, сер Нефтепромысловое дело, 1979, №7, с. 10-13.

5. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования М.: Недра,1987.

6. Баймухаметов Д.С., Аскаров Н.И. Показатели работы нефтяных скважин, оборудованных штанговыми насосами. Уфа: Тр. БашНИПИнефть, 1984, №79.

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

8. Бравичева Т.Б. Обоснование выбора совокупности факторов, влияющих на межремонтный период глубиннонасосных скважин. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МИНГ им И.М. Губкина, 1987.

9. Валиханов А.В., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Подземный ремонт насосных скважин. М.: Недра, 1978. 200 с.

10. Ю.Валишин С.Г., Гафуров О.Т. Повышение эффективности работы глубиннонасосного оборудования на нефтяных скважинах Башкирии. /Научно-технический сборник Эффективность использования оборудования в нефтедобычи. Уфа: БашНИПИнефть, 1977.

11. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971.

12. Временная единая методика определения межремонтного периода работы скважин механизированного и фонтанного фонда. М.: Миннефтепром, 1978.

13. И.Галлямов, М.Н., Олифер С.Д., Султанова Л.Г. Применение ЭВМ в добыче нефти. -М.: Недра, 1982.

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

15. ГОСТ 27.002-83. Надежность в технике. Термины и определения.

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

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

18. Исследование влияния параметров профиля наклонно направленных скважин на показатели надежности внутрискважинного оборудования // Отчет о НИР, СургутНИПИнефть, 1990 С. 10-158.

19. Каменев В.Н., Гордиенко М.Л., Нагула В.Д. Оценка эфективности мероприятий по увеличению межремонтного периода работы скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1983, №1. с.7-9.

20. Карнаухов М.Л., Шевченко В.Н., Павлов М.В. Критерии эффективности капитального ремонта скважин М.: Нефтяное хозяйство, №12, 1997 г. -с.53 - 57.

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

22. Ришмюллер Г., Майер X. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Тернци, Шёллер-Блекманн ГмбХ, 1988 - 150 с.

23. Саттаров М.М. Полудень И. А. Анализ межремонтного периода эксплуатации скважин. М.: Нефтяное хозяйство, 1984, №12. - с.47-57.

24. Справочник технолога авторемонтного производства. -М.: Транспорт, 1977.

25. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / под. ред. Ш.К. Гиматудинова. М.:Недра, 1983 -455 с.

26. Третьякова Г.И., Белозеров Г.П. Метод определения зависимости числа обрывов штанг от глубины подвески насоса по статистическим данным. М.:ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1970, №12.

27. Троицкий В.Ф. Диагностирование и оптимизация работы штанговых глубинных насосных установок. М.: ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1986, №4. - 60 с.

28. Хатыпов А.И. Анализ факторов, влияющих на отказ подземного оборудования глубиннонасосных установок и разработка рациональныхсроков его эксплуатации до подземного ремонта. Автореф. дис. на соис. уч. ст. канд. техн. наук. М.: ВНИПИнефть, 1983.

29. Шор Я.Б. Прикладные вопросы теории надежности. -М.: Знание, 1966.

30. Локтев А.В., Болгов И.Д., Пчелинцев Ю.В. Графическое определение мест истирания колонны штанг в наклонно направленных скважинах. НТЖ «Нефтепромысловое дело», № 2- 1994 , С. 33-36.

31. Максимов В.П., А.А. Афанасьев, А.В. Елизаров. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири. М.:ВНИИОЭНГ, вып.4, 1981.

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

33. Методическое руководство по применению статистических методов при изучении факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи. / А.Х. Мирзаджанзаде, О.В. Чубанов, В.И. Бакарджиева и др. -М.: ВНИИнефть, 1974.

34. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С., Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1969.

35. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти. М.: ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1978. - 44 с.

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

37. Проников А.С. Надежность машин. М.: Машиностроение, 1978. - 591 с.

38. Пчелинцев Ю.В. Методы повышения долговечности работы штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах. Москва, НТЖ «Нефтепромысловое дело» № 1, 2000.

39. Пчелинцев Ю.В. Механизм разрушения штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах// «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП, 1999, С. 94-100.

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

41. Пчелинцев Ю.В. Применение теории обслуживания и теории надежности при анализе работы ШГН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах Москва, «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №10, 1999 - с. 15-17.

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

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

44. Кучумов Р.Я., Шагиев Р.Г. Применение методов математической статистики и планирования инженерного эксперимента к решению задач нефтегазодобычи. -Уфа: УНИ, 1979.

45. Кучумов Р.Я., Сагитов Р.Г., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. -Уфа: Башкнигоиздат, 1983.

46. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация процесса глубинно-насосной нефтедобычи в условиях Башкирии. Уфа, Башкнигоиздат, 1986.

47. Кучумов Р.Я. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Башкирии. М.: ВНИИОЭНГ, 1984 г. - 67 с.

48. Кучумов Р.Я., Булгаков P.P. Методика управления надежностью нефтепромыслового оборудования по данным эксплуатации скважин: Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1992.

49. Кучумов Р.Я., Булгаков P.P. Некоторые вопросы совершенствования разработки и эксплуатации нефтяных месторождений в осложненных условиях: Обзорная информация М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1992.

50. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. Тюмень: ТюмГНГУ, 1995.

51. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем — Тюмень: Вектор-Бук, 1999.

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

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

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

55. Кучумов P.P. Определение оптимальных значений показателей надежности нефтепромысловых систем. Известие вузов "Нефть и газ" №6 - Тюмень, ТюмГНГУ, 1997.

56. Материалы юбилейной научной сессии 25-26 апреля 2000 г. посвященной 70-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Круглый стол 8 «Создание и сертификация нефтегазового оборудования» -Москва, РГУ, 2000.

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

58. Тарахома А.Б., Кучумов P.P., Кучумов Р.Я. Исследование факторов, определяющих непроизводительное время и пути их уменьшения // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень, «Вектор Бук», 1999. - С. 111-113.

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

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

61. Кучумов Р.Я. Пчелинцев Ю.В. Исследование влияния кривизны скважин на эксплуатационную надежность работы нефтепромыслового оборудования, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 123-126.

62. Кучумов Р.Я., Тарахома А.Б., Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Моделирование восстанавливаемости скважинного глубинно-насосного оборудования, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 135-139.

63. Кучумов P.P., Пчелинцев Ю.В., Тарахома А.Б. Выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 140-144.

64. Кучумов Р.Я., Пчелиндев Ю.В. Кучумов P.P., Тарахома А.Б. Моделирование замены элементов нефтепромыслового оборудования при длительной эксплуатации, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 144-148.

65. Пчелинцев Ю.В., Кучумов Р.Я., Кучумов Рубин Р. Моделирование показателей надежности штанговых глубинно-насосных установок, // Модели технического обслуживания и ремонта нефтепромысловых систем. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2000. - С. 37-45.

66. Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P., Тарахома А.Б., Пяльченков Д.В., Бруслова О.В. Моделирование эффективности извлечения электронасосов в системе технического обслуживания, //

67. Модели технического обслуживания и ремонта нефтепромысловых систем. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2000. - С. 45-53.

68. Всероссийской научно-технической конференции -Тюмень, ТюмГНГУ, 2000-с. 66-67.

69. Узбеков Р.Б., Шириев Г.Ш., Кучумов P.P. Оптимизация системы сбора и передачи технологической информации при создании АСУ «Добыча»// Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 54-58.

70. Петрухин В.В. Исследования и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти. Диссертационная работа на соиск. уч. степ. канд. техн. наук Тюмень, ТюмГНГУ, 2000. - 228 с.

71. Каталог фирмы Homco, 1994.

72. Композит-каталог нефтегазового оборудования 1993-1994 гг. Т. 1, с. 64-72, с. 208. - Т. 2, с.706-711.