автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.16, диссертация на тему:Моделирование показателей надежности системы технического обслуживания и ремонта скважин с резервированием

РГ6 ОА

На правах рукописи

ВАРНАКОВА ЕЛЕНА ВАЛЕНТИНОВНА

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН С РЕЗЕРВИРОВАНИЕМ

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, 1998 г.

Работа выполнена на кафедре «Прикладная математика» Тюменского госудс ственного нефтегазового университета.

Научный руководитель - д. т.н., профессор, заслуженный деятель науки Р1

академик Международной Академии Информатизации, член-корр. РАЕН Кучумов Р.Я

Официальные оппоненты - д. т. н., профессор Зозуля Г.П.,

д. ф. - м. н., профессор Кутушев А.Г.

Ведущая организация- Тюменский филиал "СургутНИПИнефть"

Защита диссертации состоится "25" июня 1998 г., в 1 б 00 часов, на зас дании диссертационного совета К 064.23.11 по защите диссертаций на сои кание ученой степени кандидата технических наук при Тюменском госуда ственном университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул. Симакова, 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГУ. Автореферат разослан " мая 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

к. ф.- м. н., доцент А.Ю. Деревнина

Актуальность проблемы. Наряду с проблемой, связанной с процессом эксплуатации действующего фонда скважин, существует сложнейшая проблема по сокращению бездействующего фонда скважин на месторождениях с длительным сроком и сложными природными условиями эксплуатации скважинного оборудования. Существующие методы повышения общей добычи на месторождениях имеют, в основном, чисто техническое или технологическое направление и применяются к действующим скважинам. Однако проблему повышения общей добычи можно решать не только за счет новых вложений или новых технологий, но и за счет изменения в организации системы технического обслуживания и ремонта скважин (ТОР).

Промысловая статистика показывает, что до сих пор на нефтегазодобывающих предприятиях бездействующий фонд скважин остается очень большим. Например, в некоторых нефтяных компаниях бездействующий фонд скважин составляет более 40 % от эксплуатационного фонда, причем более половины его - это безаварийные скважины, по каким - либо причинам не введенные в процесс эксплуатации (чистый организационный простой).

В связи с ростом механизированного фонда скважин, увеличивается число и сложность ремонтов скважин. Бригады подземного и капитального ремонта, в связи с большой загруженностью, не успевают производить аварийно-восстановительные ремонты в срок, не говоря уже о проведении плановых профилактических мероприятиях. При этом наблюдаются длительные простои скважин, потеря добычи, и, как следствие, убытки предприятия.

В то же время существует множество различных известных в технике методов и способов поддержания оборудования в работоспособном состоянии без дополнительных материальных затрат. В новых условиях организации нефтегазодобывающей промышленности в связи с переходом к рыночным условиям и интенсификации производства, на базе существующей техники и технологии в отрасли, исследование проблемы повышения эффективности эксплуатации скважин, путем моделирования ТОР с резервированием, требует принципиально новой постановки и новых методических решений.

Цель работы. Создание математической модели временного, скважинного и комбинированного резерва для повышения эффективности технического обслуживания и ремонта скважин, обеспечивающего требуемый уровень использования фонда скважин.

Научная новизна.

1. На основании теории моделирования сложных систем разработана методика управления аварийным фондом скважин в системе технического обслуживания и ремонта с помощью "гибкого" временного резерва, позволяющего регулировать периодичность контроля состояния скважин в осложненных условиях эксплуатации. Обоснована возможность использования простаивающего безаварийного фонда скважин как резервного фонда для системы ТОР.

2. Для проверки качества ремонта и компенсации потерь добычи предложена модель с отключением резервной скважины после восстановления или профилактики действующей скважины. Отключение скважины производить не по окончании восстановительных работ, а по истечении некоторого периода времени или оставлять резервную скважину для дальнейшей эксплуатации, вместо основной, при условии равенства дебитов, с учетом вероятности выхода резервной скважины в режим эксплуатации.

3. Предложена вероятностно - статистическая модель комбинированного способа резервирования, характеризующегося вводом "холодной" резервной скважины и введением "гибкого" временного резерва.

4. Определено минимально необходимое отношение резервных и действующих скважин.

Методы решения. При решении поставленных в работе задач использовались методы теории вероятностей и математической статистики, теории моделирования сложных технических систем, теории массового обслуживания, а также комплекс системного и разработанного прикладного программного обеспечения, реализованного на ПЭВМ.

Достоверность полученных результатов обоснована корректным применением математических методов обработки статистического материала по фактическим промысловым данным.

Практическая ценность работы заключается в том, что применение метода резервирования в системе ТОР скважин, позволяет обеспечить бесперебойный отбор нефти при плановых профилактических работах, компенсировать потери добычи, за счет резервных скважин, при аварийно-восстановительных работах и повысить коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин. По результатам исследований разработано методическое руководство "Методика повышения показателей надежности технического обслуживания и ре-

монта скважин введением комбинированного резерва которое принято к внедрению ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"

Большое внимание в работе уделено модификации существующей системы технического обслуживания и ремонта, введением временного и скважинного резерва, применительно к индивидуальным и кустовым скважинам.

Апробация работы. Результаты проведенных исследований докладывались на научно - практической конференции "Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Западной Сибири" (Тюмень, 1995 г.), Международной технической конференции " Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, 1996 г.), Всероссийской научно-практической конференции "Тюменская нефть - вчера и сегодня", посвященной памяти В.И. Муравленко (Тюмень, 1997г.), Всероссийской научно - технической конференции ''Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий" (Тюмень, 1998 г.).

Публикации. По результатам исследований и материалам диссертации опубликовано 12 печатных работ.

Структура работы. Работа состоит из введения, четырех глав, общих выводов и рекомендаций, снабжена библиографией, включающей 60 наименований и 6 приложений с программным обеспечением. Изложена на 217 листах машинописного текста, содержит 45 таблиц и 90 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В первой главе дан краткий обзор опубликованных в печати работ в области повышения эффективности организации ТОР технической и нефтепромысловой систем. Анализ показал, что имеется небольшое количество статей по отдельным вопросам временного резервирования и нет ни одной работы, которая бы содержала общий подход к различным задачам резервирования добывающих скважин, организации и проведения ТОР скважин с использованием резерва времени или комбинированного резерва. Имеются работы Райкина А.Л., Козлова Б.А., Черкесова Г.Н., Бабаева С.Г., в которых анализируются различные методы контроля работоспособности технических систем. Показано, что некоторые отказы оборудования не обесценивают уже выполненной работы, тогда как другие обесценивают часть и даже всю проделанную ранее работу системы. В них обсуждаются возможности комбинированного использова-

ния аппаратной и временной избыточности.

Однако, опубликованные в печати научные исследования направлены на применение методов резервирования в различных областях техники, за исключением нефтегазовой отрасли. В рассмотренных работах отсутствуют следующие исследования:

- моделирование эффективности функционирования фонда скважин с введением временного резерва в систему ТОР;

- моделирование эффективности системы ТОР при введении скважинного резерва из простаивающего фонда скважин;

- анализ эффективности системы ТОР с комбинированным резервом и т.д.

В связи с этим, недостаточная изученность проблемы моделирования показателей надежности системы ТОР скважин, препятствует повышению эффективности эксплуатации как действующих, так и простаивающих скважин.

Во второй главе представлены результаты исследования показателей надежности системы ТОР скважин при введении пополняемого временного резерва (табл.1). Произведена оценка влияния периодичности индикации отказов скважин на показатели надежности системы ТОР. Рассмотрены различные законы введения временного резерва для индивидуальных скважин и кустовых скважин с учетом интенсивности отказов насосных установок. Показатели надежности функционирования скважин с введением постоянного временного резерва в систему ТОР при сложных восстановительных работах и увеличивающейся интенсивности отказов насосного оборудования меньше, чем при переменном временном резерве. Это обуславливается тем, что отказы оборудования скважин приводят к сложным затяжным ремонтам и, естественно, к концу временного резерва скважина еще находится в неработоспособном состоянии.

Полученные результаты исследований подтверждаются полученными зависимостями показателей надежности при увеличении временного пополняемого резерва. Коэффициент готовности скважин увеличивается, так как увеличивается вероятность обнаружения отказа скважины и его идентификация, вероятность полного восстановления скважины и выхода восстановленной скважины в режим работы. Результаты определения основных показателей надежности системы ТОР при временном резерве, равного 5 и 6 суткам, при экспоненциальном законе восстановления и законе Эрланга для периода контроля работоспособности скважин с ЭЦН и ШГН, представлены в табл.2 - 3.

Показатели надежности системы ТОР скважин с временным резервом и мгновенной индикацией отказа

1) Средняя наработка скважины до Тн(*доп)=1/Ч *[*,.+ Мт!п(^д0П)]

отказа при введении 1доп

2) Среднее время восстановления Тв(1доп)-1/Ч *[1ВОс" М гшп^в^доп)]

скважины при 1доп>*в

3) Коэффициент готовности скважины Кг(1доп)=кг+(1-кг)(1-ч) , кг= У(1н+1в).

за время 1доп ОО

4) Вероятность срыва задания Ч=Р(1В> 1доп)= 1-Гв(1Д0П)= /[1- Гв(^оп)]сШдоп(1)

прии^дс 0 ОО

5) Математическое ожидание Мт!п(1в,1доп)= 1[1- Кв(1доп)] 11-Едоп(0] <И

^в^^доп 0

6) Вероятность безотказной работы 1доп)=ехр[^(1-1доп)Я„]

скважины при 1>=ЧД0П

-4

Таблица 2

Показатели надежности функционирования скважин с ЭЦН при временном резерве <доп и экспоненциальном законе <3К

Ок Я(Ъоп) ТнОдоп) Кг(*доп) РОдоп)

сут. сут. сут.

<доп=5

30 0,91 190 27,6 0,083 0,09

15 0,84 206 12,7 0,157 0,16

10 0,77 223 7,7 0,220 0,23

*доп=6

30 0,89 197 27,5 0,108 0,11

15 0,79 219 12,5 0,202 0,21

10 0,71 243 7,6 0,280 0,29

Таблица 3

Показатели надежности функционирования скважин с ЭЦН при временном резерве 1доп и Ок по закону Эрланга

Ок Сут. Ч(^доп) т„<ип) сут. ТожО-доп) сут. Кг(*ДОп) Р(и.)

*доп=5

30 0,85 204 29,9 0,146 0,15

15 0,71 246 12,7 0,290 0,29

10 0,56 310 10,9 0,436 0,44

4ДОП=6

30 0,82 212 6,6 0,170 0,18

15 0,66 263 4,2 0,330 0,34

10 0,51 344 3,6 0,490 0,49

Произведена оценка влияния интенсивности отказов насосных скважин на показатели надежности системы ТОР с временным резервом и периодической индикацией отказов.

Исследование и расчет показателен показали, что уменьшение периода контроля работоспособного состояния скважин приводит к изменению показателей надежности в сторону улучшения их значений:

-вероятность срыва текущей наработки, при периоде контроля 15 дней, вместо 30 дней, скважин с ЭЦН уменьшилась на 9 %, а для скважин с ШГН - на 8 %;

- коэффициент готовности скважин с ЭЦН увеличился в 1.75 раз, для скважин сШГН-в 1.25 раз;

- вероятность безотказного функционирования скважин с ЭЦН выросла в 1.85 раз, для скважин с ШГН - в 1.8 раз;

- время ожидания обнаружения отказа скважин, а следовательно, и общее время простоя их в системе ТОР уменьшилось в 2.2 раза (рис. 1).

В результате исследований установлено, что временной резерв должен быть "гибким", то есть учитывать тип насоса, срок работы скважины, "историю" ее отказов, сложность восстановительных работ, специфику условий эксплуатации скважины, вид используемой ремонтной техники.

В третьей главе показано, что на поздней стадии разработки и эксплуатации месторождений оборудование скважин начинает подвергаться интенсивному износу и старению. Это приводит к увеличению количества отказов как наземного так и подземного оборудования скважин, в то время как количество бригад подземного ремонта и бригад капитального ремонта ограничено. Осложненные природными сезонными условиями, длительной эксплуатацией оборудования, техническим обеспечением, и даже квалификацией бригад ПРС и КРС, аварийно-восстановительные работы имеют большой разброс в длительности. Поэтому в главе рассматривается возможность применения модели введения скважинного резерва в систему ТОР действующих скважин.

Статистический анализ состояния эксплуатациотйго фонда скважин месторождений Западной Сибири показал следующие потенциальные источники резерва:

1) Для выработки оставшихся запасов нефти на участках, где осталась нефть в силу фациальных особенностей пласта, принимают запас фонда скважин от 10-15 %, которые разрабатываются на последней стадии эксплуатации;

2) Периодическая эксплуатация малодебитных скважин с высоким, но медленно восстанавливающимся уровнем. Периоды накопления устанавливают, исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуатации малодебитных скважин;

3) Выбор наиболее подходящих по параметрам скважин из простаивающего безаварийного фонда, процент которого на месторождении достаточно высок и составляет около 40 % от общего эксплуатационного фонда скважин.

Рис.1. Зависимости показателен надежности системы ТОР скважин с ЭЦН и ШГН от временного резерва и периода контроля работоспособности.

Произведен расчет показателей надежности системы ТОР скважин при различных режимах ввода резервных скважин из простаивающего безаварийного фонда. Время работы резервной скважины будет при этом подчиняться закону распределения времени восстановления отказавшей скважины. Стратегия функционирования такой модели резервирования может быть следующая:

- после восстановления основной скважины, резервная переходит в ненагру-женный резерв, то есть останавливается. Профилактика такой скважины может планироваться независимо от основных скважин куста;

- после восстановления основной скважины, резервная скважина остается в работе, а отремонтированная основная скважина становится резервной.

Резервная скважина при функционировании основной скважины может быть в состоянии консервации, нагружаться существенно меньше, быть в рабочем состоянии. Поэтому исходной точкой анализа является выбор режима резервирования скважин: ненагруженный ("холодный"), облегченный ("теплый"), нагруженный ("горячий"). Каждый режим резервирования скважин характеризуется коэффициентом резервирования или нагрузки т: "холодный" при 7=0, "теплый" при 0<г<1, "горячий" при ъ~\.

Согласно булевой теории в надежности, данная модель представляет собой обычную теоретическую модель дублированной технической системы, поведение которой описывается системой дифференциальных уравнений Колмогорова.

На основе обработки фактических промысловых данных по НГДУ "Холмо-горнефть" получены следующие зависимости вероятностей безотказной работы и интенсивности отказов скважин с резервом:

а) при "холодцом" режиме ввода резерва:

Рк(е)эцн-ш=(1+0.20е-°л, М1)>Ц1, 0.041/(1+0.21), Рб (Оэцн-2оо=(1+0-650 е"0'651, Ь(0„ш.200= 0.421/(1+0.651), 1М*)шгн=(1+0.0251)е"1>'025', Ь(1)ШП1= 0.00061/(1+0.0251), Р8(Оэц.|=(1+0.79е-ол1 МОэщг8 0.491/(1+0.71);

б) при "горячем" режиме ввода резерва:

1,8№эцн-.}о=е-<ш(2-е-в'2'), ^0Ьц„-т=0.4(1-гои)1{2-^\

Ь((),ш,,=0.05(1- е"°'0г5')/(2-е"0 025'), Р5(1)эцн-2оо=е'°'651(2-е"0'651), Ь(1)ЭЦ)1.2М=1.3(1- еЛ65У<2.еД6я), Р8(0эцн=е0'7'(2-е~0'7'), 1.4(1 7,,/(2-е0-71);

в) при "теплом" режиме ввода резерва:

Рзэцн-шОМе-0-21/«).^ [1.5-е~°'и], Я8эцн-1зо(0=(0.3)(1-е-°л,)/(1.5-е-ОЛ1), Ps3UH-2oo(t)=(e-e-65V0.5)ll.5-eJ°-32t],Xs3iW.2oo(t)=(0.97)(l-e-o:'2i)/(1.5-e-eJ2t), Ps3iW(t)=(e-i-7V0.5)[1.5-e-0-35tias3un(t)=(1.05)(l-e-fl-3s,)/(1.5-e-0-35'), Psmri.(0=(c^°2St/0.5)[1.5-e-<)O12,l,?.sujru(t)=(0.037)(l-e-o',lnt)/(l-5-e"00i:t).

Исследования системы ТОР с введением скважинного резерва показали, что скорость изменения интенсивности отказов системы скважин с различными типами насосов растет достаточно быстро и, в конечном счете, близка к интенсивности отказов действующей скважины. Однако, если интенсивность восстановительных работ на скважинах будет поддерживаться близкой к нормативной, то временного интервала работы резервной скважины вполне достаточно для восстановления основной скважины. Сравнение полученных показателей надежности работы скважин каждого типа ЭЦН и ШГН при различных режимах ввода резервных скважин представлены на рис.2.

Для оценки эффективности применения одной из стратегий ввода скважинного резерва в систему ТОР действующих скважин определяют функцию выигрыша по какому-либо показателю надежности. В связи со спецификой функционирования нефтепромысловой системы и системы ТОР, резервная скважина в "горячем" режиме является действующей, поэтому выигрыш при данном режиме не оценивался. В результате исследований и расчетов функции выигрыша установлено, что при "холодном" режиме ввода выигрыш больше по отношению к "теплому" режиму (от 1 до 10 %). По отношению к стратегии системы ТОР без резерва, выигрыш по вероятности безотказной работы составляет: при "холодном" режиме - от 40 % до 98 %, при "теплом" - от 30 % до 97 %. Однако вероятность срыва стратегии ТОР с резервной скважиной, при любом режиме ее ввода, в течение времени возрастает. Чем выше интенсивность отказов основной скважины и чем выше коэффициент загрузки резервной скважины перед вводом ее в систему ТОР, тем быстрее растет данный показатель. В тоже время, скорость изменения выигрыша Vp(t) скважины с ШГН значительно меньше, чем при вводе скважины с ЭЦН. Процесс его снижения идет монотонно и начинает приближаться к минимальному значению при 180 сутках. Это дает бригадам ПРС и КРС большой диапазон для проведения восстановительных работ на основной скважине.

Так как резервные скважины выбираются из простаивающего безаварийного фонда для замены аварийной действующей скважины, то в работе получена

зависимость показателей надежности системы ТОР с резервом от интенсивности простоя скважин:

Р8(0эщмзо=(е-° 2,/0.35) [1.35-е-0 07'],

Я8(Оэцн.!зо=0.27(1-е-0-07,)/(1.35-е-07*),

Р8(1)эцн-2И)=(е-0-65'/0.65)[1.65-е-0-42'],

Р«(1)ШГн=(е-0 0",/0.04) 11.04-е-0 00"], Я8(1)шгн=0.026(1-е-ооои)/(1.04-е-в00"),

Расчеты показателей надежности системы ТОР с резервом показывают, что вероятность безотказной работы в течение времени снижается и эффект повышения надежности системы со временем исчезает. Причем, наблюдается тенденция зависимости длительности эффекта (выигрыша) ввода резерва от интенсивности отказов скважинного оборудования.

С целью поддержания длительности безотказной работы системы ТОР с резервом, произведен расчет кратности резерва скважин в простаивающем безаварийном фонде. Установлено, что чем выше кратность резерва скважин, тем ниже вероятность срыва работы системы ТОР со скважинным резервом. В четвертой главе показано, что повышение надежности технической системы за счет структурной избыточности отдельных ее элементов, в конечном счете, имеет свои технические и экономические границы. Проведение эффективной стратегии ТОР с введением различных методов резервирования иногда не позволяет достичь требуемого уровня надежности по всем показателям, а лишь по некоторым из них. Необходимо использовать смешанные стратегии, сочетающие в себе структурную и временную избыточность. Однако, при использовании временного резерва, всегда необходимо помнить, что применение этого метода возможно лишь в тех системах, где допускается перерыв в работе . для восстановления работоспособности элементов.

Известно, что при отключении основной скважины на профилактику снижается общая добыча участка, а если скважина является одной из кустовых, то и куста скважин'. Данный фактор приводит на практике к проведению редких плановых профилактических работ на оборудовании скважин, а это влечет за собой увеличение внезапных отказов. При плановых профилактических работах (ППР) время отключения основной скважины известно через плановый межремонтный период (МРП), поэтому время подключения резервной скважины можно заранее установить.

Р(М)

Р(1д)

I дут.

- Горячий -

- Теплый -

СО О

-Холодный

г

сут.

ЭЦН-130

1.5(1,г)

0.2

4 5 6 7 6 -Теплый —л—Холодный

л (сут.

7 8 9 Холодный

ЭЦН-200

Рие.2. Показатели надежности системы ТОР при различных режимах ввода резервной скважины с ЭЦН-130 и ЭЦН-200 из простаивающего безаварийного фонда

При этом необходимо учесть, что моменты отключения основной и подключения резервной скважины не должны совпадать, иначе выигрыша от введения такой стратегии ТОР не будет из-за времени выхода скважины на режим. В работе получена модифицированная модель профилактики: "..если к плановому моменту профилактического восстановления основной скважины резервная не работоспособна, профилактика передвигается на момент завершения восстановления резервной скважины, при отсутствии других свободных ". Для уменьшения потерь добычи нефти и для повышения надежности сква-жинного оборудования рассмотрена модель профилактики скважин с введением дополнительного времени для выхода резервных скважин на режим (рис.3.) Цель введения дополнительного времени следующая:

1) резервная скважина к моменту проведения профилактики должна быть в состоянии полной готовности к эксплуатации;

2) резервная скважина должна выполнить задание - обеспечить с достаточной вероятностью замену основной скважины во время профилактики в тече-

Чых 1рсз миф

Рис.3. Модель профилактики с введением дополнительного времени для выхода резервной скважины в режим эксплуатации.

Особенно важно отметить, что при такой стратегии системы ТОР вероятность безотказной работы основной скважины при достижении границ ее МРП очень мала (Р(1доп,2)->0). Ввод резервной скважины в процесс профилактики дает скачек вероятности безотказной работы системы за счет вероятности безотказной работы резервной скважины (рис.4). Вероятность выполнения резервной скважиной оперативного задания при профилактическом отключении основной скважины с тем же типом насоса будет определяться при статистическом законе распределения Р(1)=е'и по формуле

Преимущества такой системы ТОР ощутимы не только во время плановой профилактической работы на основной скважине, но уже и во время

выхода резервной скважины в режим. Например, если резервная скважин; была подключена и вышла в режим за 2 суток, вместо резервных 5 суток то 3 суток она дает добычу " на себя" и дает добычу за основную скважи ну в течение 1[1Пр. Кроме этого идет проверка резервной скважины на ее ра ботоспособность.

Рис.4. Гистограмма изменения вероятности безотказной работы системы ТОР при введении в процесс профилактики основной скважины "холодной" резервной скважины.

Практическое использование стратегии профилактики действующей сква жины и заменой ее резервной скважиной предполагает, что к моменту начал; профилактики обе скважины работоспособны. В том случае, если в процесс! контроля состояния скважин выясняется, что основная отказала, то приступаю' к ее аварийному восстановлению. Длительность простоя скважины зависит ) первую очередь от периодичности контроля состояния скважин на участка; месторождения. Согласно принципу структурного резервирования, ввод жест кой структуры резерва не является эффективным, поэтому при-исследованш применялся "скользящий" резерв скважин.

Функционирование системы ТОР при данной стратегии будет происходит! следующим образом.

- через некоторое случайное время, после включения системы, возникае' отказ одной из основных скважин;

- в момент отказа основной скважины, мгновенное начинается нодключе ние одной из резервных скважин, входящей в группу резерва. Считаем пр! этом, что во время подключения, система не изменяет своего состояния .

- в момент окончания выхода резервной скважины на режим функциониро

1су

239

300 РосиМ

пания, ремонтная бригада приступает к восстановлению основной.

- если во время ремонта первой отказавшей скважины, возникает отказ другой основной скважины и в резервной группе имеется свободная резервная скважина, то происходит процесс ввода ее в работу.

- если нет свободной резервной скважины, то бригада может приступить к ее восстановлению по обычной стратегии ТОР (например, с учетом пополняемого временного резерва).

- если нет свободной ремонтной бригады, го отказавшая основная скважина не восстанавливается, а ожидает в очереди освобождения одной из бригад ПРС. В это время резервная скважина заменяет ее, компенсируя потери от простоя основной.

- по окончании восстановления резервная или основная скважина (в зависимости от их эксплуатационных характеристик) возвращается в резерв.

Установлено, что при кустовом способе добыче показатели надежности меньше, разница в них зависит от количества скважин в кусте, от которого, в свою очередь, зависит кратность резерва т. Коэффициент готовности системы скважин с резервом, при любой степени нагрузки резервных скважин, достаточно высок как для скважин с ШГН, так и для скважин с ЭЦН (табл.4).

Аварийные ремонтные работы, как и профилактические, на участке добывающих скважин проводятся не всегда качественно и вероятность отказа скважин до выработки ими технического ресурса или МРП достаточно велика. При составлении графика проведения ТОР это учитывается и скважина, отремонтированная некачественно, вновь ставится в очередь на обслуживание. Некачественный ремонт скважин приводит к увеличению количества повторных ремонтов с небольшими интервалами времени между ними.

Таблица 4

Расчетные значения показателен надежности системы ТОР при комбинированном резерве

п=1,ш=1 ЭЦН-130 ШГН

г Тн(*до„) Кг«яоп) Тн((д„„) Кг(<доп)

1 128 0.974 296 0.996

0.5 142 0.975 335 0.996

0 168 0.976 389 0.996

п=10,ш=1

1 29.3 0.93 141 0.975

0.5 29.3 0.93 144 0.975

0 29.3 0.93 147 0.975

Для проверки качества восстановления, уменьшения потерь дебита куст, при повторных ремонтах, профилактических, аварийных работах и повышеню эффективности ремонтных работ действующей скважины, резервной скважин< дается временной интервал на процесс функционирования. Данный резер! включает в себя и время для выхода основной скважины в режим работы \ проверки качества ее восстановления. Затем в зависимости от проверки, основ ная скважина ставится в резерв (при условии равенства дебитов), либо отклю чается, функционирующая вместо основной, резервная скважина (рис.5).

Рис.5. Схема восстановления действующей скважины с выделением времени на проверку качества аварийных или профилактических работ.

Необходимо также учесть тот фактор, что резервная скважина даже в со стоянии ненагруженного резерва подвергается износу, старению и другим от рицательным воздействиям окружающей среды. Поэтому интенсивность отка зов резервных скважин не равна 0, а равна интенсивности "хранения" или про стоя. Отсюда следует, что резервные скважины должны так же подвергатьо контролю работоспособности. В работе рассмотрены две возможные системь контроля работоспособного состояния скважин любого типа: система с недос товерным непрерывным полным контролем основных и резервных скважин I система с идеальным контролем основных и дискретным полным контроле;* резервных скважин (табл.5).

Из полученных показателей надежности функционирования системы ТОР пр; данной исследуемой стратегии видно, что влияние недостоверного контрол; скважин как основных, так и резервных, существенно. Происходит снижение средней наработки на отказ скважин при сравнении с полным достоверны.% контролем состояния скважин. Однако полученной расчетной наработки ре зервной скважины вполне достаточно для проведения восстановительных ра бот с соблюдением их нормативной длительности.

I

Таблица 5

Расчетные показатели надежности при двух системах контроля работоспособности основных и резервных скважин

ЭЦН-130(и) ш=1 /=1 п=1 7=0.5 2=0 2=1 11=10 г=0.5 г=0

Тн(и) 172.5 203.6 295.2 158.2 161.8 169.2

Кг(едоп) 0.98 0.98 0.97 0.99 0.99 0.98

0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95

ЭЦН-130(н)

Тн(и) 89.1 131.9 266.Н 24.5 26.5 30.7

Кг(и) 0.97 0.97 0.96 0.97 0.97 0.96

Р^д„„) 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95

В тоже время, введение скважинного и временного пополняемого резерва при каждом отказе основной скважины, привело к увеличению коэффициента готовности системы, а следовательно, к уменьшению коэффициента простоя скважины. При данной стратегии он теперь составляет лишь от 0.01 до 0.05 или от 1 % до 5 % от оперативного времени работы скважин.

Эффективность различных методов повышения надежности можно оценить на основании сравнения количественных характеристик надежности идентичных по

своему составу, условиям эксплуатации и принципу действия систем. За критерий эффективности удобно принимать коэффициент выигрыша в надежности по основным показателям. В работе произведен расчет коэффициента выигрыша в показателях надежности работы системы скважин без резервирования и с введением в ТОР комбинированного резерва. В общем, коэффициент выигрыша определяется как отношение значений показателя надежности при исследуемой стратегии к значению показателя надежности исходной стратегии функционирования системы, то есть

У(0= Р(0/Р5(Мдо„).

—•—Р0(») —Я—ППР(жол.) —¿г— ППР(теп.) АВР(теа) -*-АВР(гор.) -»-АВР(хол.)

Рис.6. Функция выигрыша по вероятности безотказной работы скважин с ЭЦН-130 в системе ТОР с резервом.

Вероятность безотказного функционирования системы скважин с комбинированным резервом, при аварийном отказе основной, определим по обобщенной формуле для любого закона распределения входных показателей работы

РвСМдои) =1/(8,+52) *[(81+пЯд)*е'2-(5г+пЯд)*е'"]) где 5и=(0.5АУр)*[-1+(2п+/)р±71+2р*(2п*(1-ч)+2)+2У].

Полученные функции выигрыша при различных стратегиях ТОР представлены на рис.6.

Основные выводы и рекомендации диссертационной работы

1. Установлено, что показатели надежности системы ТОР скважинного оборудования значительно повышаются при введении временного резерва в процесс организации ремонтных работ. Уменьшение периода контроля приводит к увеличению коэффициента готовности скважинного оборудования и, как следствие, к уменьшению времени простоя скважин в ожидании восстановления.

2. Показано, если период контроля работоспособного состояния скважинного оборудования подчиняется закону распределения Эрланга, то показатели надежности функционирования индивидуальных скважин выше, чем при экспоненциальном законе распределения периода контроля.

3. Установлено, что введение постоянного временного резерва в систему ТОР кустовых скважин не позволяет получить достаточно высоких значений показателей надежности по сравнению с введением нормативного временного резерва. Изменение границ временного резерва обусловлено большим количеством отказов скважин в кусте и типом скважинного оборудования.

4. Для компенсации потерь добычи нефти предложено использовать простаивающий фонд скважин как резервный. Показано, что ввод в эксплуатацию "холодной." резервной скважины, для замены отказавшей, является наиболее эффективным способом резервирования. При этом коэффициент выигрыша по показателям надежности функционирования скважин выше в 1.5-2 раза, по сравнению с "горячим" и "теплим" режимом резервирования.

5. Установлено, что ввод резервных скважин в "теплом" и "холодном" режиме увеличивает продолжительность ее безотказной работы от 12 до 30 суток, которых достаточно для полного восстановления отказавшей основной скважины. При условии равенства дебитов основной и резервной скважин, с организационной и экономической точки зрения, выгодно оставлять резервную скважину взамен основной для дальнейшей эксплуатации.

6. Предложен методический подход к определению необходимого числа ре-

зервных скважин, которые нужно выделить из простаивающего безаварийно« фонда. Установлено, что чем выше кратность резерва, тем выше показагел! надежности системы ТОР и тем больше длительность безотказной работы сис темы скважин (от 40 до 50 суток).

7. Для проведения плановых профилактических ремонтов на действующе! скважине предлагается, использовать комбинированный способ резервирова ния, характеризующийся вводом "холодной" резервной скважины и введение» "гибкого" временного резерва. Установлено, если дебит резервной скважинь меньше дебита действующей скважины, то временной резерв должен быть бо лее длительным. Отключение резервной скважины можно производить по ис течении некоторого периода времени после завершения ППР с целью проверю качества ремонта и компенсации потерь добычи.

8. Показано, что резервная скважина из простаивающего безаварийной фонда должна подвергаться достоверному контролю на работоспособность путем периодического ввода ее в эксплуатацию в облегченном режиме. В слу чае аварийных отказов, рекомендуется введение резервных скважин с момент; индикации отказа основной скважины для скорейшей компенсации потерь до бычи нефти.

Список опубликованных работ

1. Варнакова Е.В., Сметании Г.Е., Симонова Е.В. Разработка автоматизирован ной системы выбора оптимального режима технического обслуживания и ре монта насосных установок. // Комплексное освоение нефтегазовых месторож дений юга Западной Сибири. Тез. докл. науч. - практ. конф. - Тюмень: ЗапСиб БурНИПИ, 1995. -С. 52.

2. Сметанин Г.Е., Варнакова Е.В., Симонова Е.В. Применение апостериорноп анализа для статистического планирования объемов запасных частей периодо диагностики выхода в планово - предупредительный ремонт. // Комплексно освоение нефтегазовых месторождений юга Западной Сибири. Тез. докл. наун - практ. конф. - Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1995, -С. 51.

3. Варнакова Е.В. Анализ эффективности повторных ремонтов скважин НГДУ "Федоровскнефть". Межвуз. сб. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996, -С. 18 23.

4. Варнакова Е.В. Анализ эффективности подземных ремонтов скважин НГДУ "Федоровскнефть". // Нефть и газ Западной Сибири. Тез. докл. Между нар. техн. конфер. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996, -С. 145.

5. Варнакова Е.В. Оценка влияния интенсивности аварийных отказов на пла

новые предупредительные ремонты нефтяных насосных скважин. // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Межвуз. сб. науч. тр., Т1. -Тюмень: ТГНГУ, 1997. -С.172 -176.

6. Варнакова Е.В. Применение ядерной оценки интенсивности отказов для определения периода профилактики скважин. // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона". Сб. тр. науч. - практ. конф. - Тюмень: ОАО ЗапСибгазпром, 1997. -С. 60.

7. Тарахома Б.Л., Варнакова Е.В. Исследование динамики состояния насосных скважин в процессе эксплуатации.// Научно-технические проблемы ЗападноСибирского нефтегазового комплекса. Межвуз. сб. научн. тр. , Т1. -Тюмень: ТГНГУ, 1997. -С. 189-194.

8. Варнакова Е.В. Определение ядерной оценки интенсивности отказов насосного оборудования нефтяных скважин. //Тюменская нефть - вчера и се-годн. Тез. докл. Всеросс. научн. - практ. конф., посвященная памяти В.И. Му-равленко. - Тюмень: ОАО ЗапСибгазпром, 1997, -С. 39.

9. Варнакова Е.В., Кучумов Р.Я.. Исследование стратегии технического обслуживания и ремонта скважин с временным резервом. // Моделирование технологических процессов бурения, добычи, и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Всеросс. науч. - техн. конф. -Тюмень: Вектор Бук, 1998. - С.81 - 84.

10. Варнакова Е.В., Кучумов Р.Я.. Исследование стратегии использования простаивающего безаварийного фонда скважин в системе технического обслуживания и ремонта. // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Всеросс. науч. - техн. конф. - Тюмень: Вектор Бук, 1998. - С.78 -81.

11. Варнакова Е.В. Выбор оптимальной программы контроля работоспособного состояния скважинного оборудования. // Моделирование технологических процессов бурения, добычи, и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тез. докл. Всеросс. науч. - техн. конф. -Тюмень: Вектор Бук, 1998. - С Л 07.

12. Варнакова Е.В. Оценка влияния процесса простоя на работоспособность простаивающего безаварийного фонда скважин. // Моделирование технологически х процессов бурения, добычи, и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тез.докл. Всеросс. науч. - техн. конф. - Тюмень: Вектор Бук, 1998. - С. 108.

Соискатель

Е.В. Варнакова