автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Повышение безопасности и надежности эксплуатации оборудования нефтедобычи

МЕДВЕДЕВ АНДРЕИ ВЯЧЕСЛАВОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕДОБЫЧИ

Специальность 05.26.03 - «Пожарная и промышленная безопасность»

(нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2009

1 О ДЕК 2009

003488330

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Байков Игорь Равильевич.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Хафизов Ф.Ш.;

доктор технических наук, профессор Юкин А.Ф.

Ведущее предприятие

ГУ «Центр энергосберегающих технологий Республики Татарстан при Кабинете Министров Республики Татарстан».

Защита состоится «2б» декабря 2009 г. в А дО на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.05. при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «¿У» ноября 2009 г.

Ученый секретарь

А.В. Лягов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы работы. Безопасная эксплуатация нефтяных месторождений зависит от выполнения целого ряда условий и технических мероприятий. В это понятие включается не только безаварийная эксплуатация (в смысле крупных техногенных аварий с серьезными экологическими последствиями, человеческими жертвами или опасностью для жизни людей), но и стабильность производственных показателей, надежность работы оборудования и энергообеспечения. Поэтому повышение уровня промышленной безопасности нефтедобычи подразумевает проведение целого комплекса технических и организационных мероприятий, включающих меры по увеличению межремонтного периода эксплуатации оборудования промысла, повышению качества ремонтных и профилактических мероприятий, постоянный контроль технического состояния оборудования и т.п.

Проблемы промышленной безопасности в нефтедобыче постоянно усугубляются вследствие неудовлетворительного состояния основных производственных фондов нефтедобывающих предприятий. В целом по нефтедобывающей промышленности степень износа основных производственных фондов составляет более 60%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70% и продолжает расти.

Существенно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда, что привело к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете, все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов.

Кроме перечисленных проблем, большое значение имеют организационно-технические вопросы - планирование ремонтно-восстановительных работ, численность и оснащение ремонтных служб, оптимизационные мероприятия по подбору и замене оборудования. При разработке подобных мероприятий необходимо использовать математические модели процессов, разработке которых также посвящены разделы диссертационной работы.

Цель диссертационной работы:

Создание научно обоснованной системы планирования замены нефтегазового оборудования, позволяющей повысить надежность эксплуатации и минимизировать стоимость его эксплуатации, с учетом закономерностей распределения отказов технологического оборудования нефтедобычи и их интенсивности в пределах разрабатываемого месторождения.

Задачи исследований:

1. Разработка принципов оптимизации сроков замены насосно-силового оборудования для повышения надежности работы нефтяных промыслов.

2. Создание и апробация унифицированных математических моделей прогнозирования интенсивности отказов ЭЦН и ШГН.

3. Разработка способов локализации на территории нефтяных месторождений зон с аномально высокой аварийностью оборудования.

4. Создание методики прогнозирования основных типов отказов насосно-силового оборудования в зависимости от условий его эксплуатации.

5. Разработка методики прогнозирования развивающихся отказов по изменению дебитов скважин.

Методы решения задач При решении поставленных задач и обработке промышленной технологической информации использовались вероятностно-статистические методы и методы

теории дифференциальных уравнений.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Созданы математические основы и разработаны рекомендации по оптимальным срокам замены оборудования нефтегазодобычи.

2. Разработана методика распознавания аномальных зон разработки нефтяных месторождений, предрасположенных к повышенной аварийности оборудования.

3. Разработана математическая модель прогнозирования времени наработки на отказ насосно-силового и технологического оборудования, учитывающая как условия эксплуатации, так и его конструктивные и качественные показатели.

На защиту выносятся результаты научных разработок в области создания методов повышения надежности эксплуатации технологического оборудования нефтедобычи и обеспечения безопасности работы объектов нефтяных месторождений.

Практическая значимость и реализация работы

Разработаны методы математической обработки баз данных мониторинговых систем нефтепромыслов, позволяющие прогнозировать сроки возникновения дефектов нефтепромыслового оборудования, определять характерные зоны месторождений, подверженных повышенному риску возникновения дефектов определенного типа. Результаты расчетов могут применяться для планирования ремонт-но-восстановительных работ на нефтедобывающем оборудовании нефтепромыслов.

Результаты исследований применяются в практической работе предприятий ТНК-ВР. Методика проведения оптимальных замен оборудования внедрена в ОАО «Варьеганнефтегаз» с годовым экономическим эффектом в размере 2122 тыс. руб.

Апробация работы Международный круглый стол «Развитие компетенций в области проведения HAZOP и PHSER» (г. Москва, 13 января 2008 г.), научно-практическая конференция «Геоэкологические и инженерно-геологические проблемы развития гражданского и промышленного комплексов города Москвы» (г. Москва, 15-17 апреля 2008 г.), международный круглый стол «Принципы безопасного размещения зданий с персоналом на опасных производственных объектах» (г. Москва, 24 июля 2008 г.), международный круглый стол «Статус по технологической безопасности и анализам HAZOP/PHSER на проектах ТНК-ВР» (г. Москва, 23 сентября 2008 г.),

международный круглый стол «Северная группа лицензионного участка Каменное. Расположение и анализ HAZOP» (г. Нягань, 24-28 ноября 2008 г.), международный круглый стол «HAZOP проекта электростанции собственных нужд ОАО СП Варьеганнефть» (г. Нижневартовск, 6-9 апреля 2009 г.), IX международная конференция «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 14-17 апреля 2009 г.), международный круглый стол «Методические указания по оценке последствий аварий с выбросом опасных веществ на типовых нефтегазовых опасных производственных объектах ТНК-BP» (г. Москва, 10 июня 2009 г.), международный круглый стол «LEADERSHIP ¿¿MANAGEMENT OF HAZOP STUDIES» (г. Ладе, 14-16 сентября 2009 г.), международный круглый стол «Организация и проведение HAZOP (Анализа опасности и работоспособности) электростанций собственных нужд и объектов энергетики ТНК-BP» (г. Москва, 23 сентября 2009 г.).

По теме диссертационной работы опубликовано 9 печатных работ, в том числе 5 статей и 4 тезиса на межрегиональных научно-технических конференциях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 153 страницы машинописного текста, 18 таблиц, 38 рисунков, библиографический список использованной литературы из 139 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи, научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований,

В первой главе диссертационной работы рассмотрены методы контроля и диагностики параметров эксплуатационной надежности нефтегазового оборудования, проблемы промышленной безопасности объектов нефтедобычи, проводится классификация и анализ наиболее распространенных типов отказов нефтепромы-

елового оборудования, а также рассматриваются пути повышения уровня безопасности эксплуатации объектов нефтяных месторождений.

В литературном обзоре рассмотрены некоторые основные проблемы нефтедобычи - крайне неудовлетворительное состояние основных производственных фондов вследствие его естественного старения и износа, рост числа бездействующих скважин, постоянный рост тарифов на энергоносители и высокие удельные эксплутационные затраты на добычу нефти.

Проведен анализ причин и типов аварий нефтепромыслового оборудования и выявлены факторы, повышающие риски возникновения отказов определенного типа. Рассмотрены вопросы математического моделирования технологических процессов нефтегазодобывающей отрасли, позволяющих осуществлять прогнозирование параметров надежности системы на основе ретроспективного анализа.

На основании проведенного в первой главе анализа современного состояния надежности и эксплуатационной безопасности объектов нефтяных промыслов сделаны выводы о необходимости дальнейшего совершенствования методов повышения и контроля надежности и безопасности оборудования нефтегазопромы-слов на основе данных современных средств автоматического мониторинга, разработки новых статистико-вероятностных моделей работы оборудования, оптимизации режимов его работы и своевременной замены на более надежное и эффективное.

Наработка на отказ основного нефтедобывающего оборудования - глубинных насосов - зависит от условий эксплуатации оборудования, и для увеличения межремонтного периода (МРП) необходим постоянный контроль режимов работы скважин, что возможно лишь при использовании компьютерных систем мониторинга нового поколения, позволяющих не только измерять и регистрировать параметры функционирования промысла, но и управлять всем технологическим процессом добычи нефти.

Показано, что имеющиеся в настоящее время статистико-вероятностные модели не позволяют адекватно описать сложные взаимосвязанные механизмы возникновения аварийных ситуаций.

Существующие модели прогнозирования надежности нефтедобывающего оборудования статичны и не учитывают динамики изменения характеристик месторождения во времени. Вместе с тем, как показал проведенный обзор, МРП оборудования имеет тесную связь с текущими режимами добычи нефти, которые существенно вариабельны.

Во второй главе рассмотрены вопросы замены нефтепромыслового оборудования. Своевременная замена устаревшего оборудования позволяет не только увеличить надежность и безопасность эксплуатации нефтепромыслов, но и минимизировать затраты предприятия на эксплуатацию оборудования. Созданию математической модели оптимальной замены оборудования и посвящена вторая глава диссертационной работы. В модели учтены такие параметры, как стоимость нового оборудования, затраты не эксплуатацию имеющегося, учетная процентная ставка на капитал, изменение цен на энергоресурсы и др.

В общем случае при решении задач замены необходимо учитывать все расходы, связанные с выбором машины и сроком ее эксплуатации. При этом необходимо учитывать изменения уровня издержек (цены денег), связанные с инфляцией и наличием процента на капитал.

Рассматривается последовательность периодов времени одинаковой длины 1,2...п. Каждому из них сопоставляются величины затрат Сь С?,... Сп соответственно. В начальную стоимость оборудования А входит как цена самого оборудования, так и стоимость работ по демонтажу старого оборудования и монтажу нового. Через г-100% обозначим учетную процентную ставку на капитал. Тогда приведенная сумма Кп всех будущих затрат, связанных со стратегией, по которой оборудование заменяется каждые п периодов, составляет

к =

1 + г (1 + г):

(1 + г)1

,п-1

А + С1+ С2

,(1 + г)" "(1 + гГ

Это выражение можно привести к виду

А + ¿С;-Xм

(1 + г):

,2п—1

1-Х"

(2)

где Х =

1 + г'

Если стратегия замены оборудования является наилучшей, то должны выполняться следующие неравенства:

КтЖ^\ К,<К„Г (3)

С учетом (2) неравенства (3) приводятся к виду

С„<К

п-1

1 + г' " 1 + г (4)

На основе анализа неравенств (4) можно предложить следующее простое правило оптимальной замены оборудования:

1. Если издержки в следующем периоде ниже средневзвешенных прошлых затрат, то оборудование заменять не следует.

2. Если издержки в следующем периоде превосходят величину средневзвешенных прошлых затрат, то оборудование следует заменить.

Для практического применения метода необходимо проверить условие

*(п) = Кп~-Сп+1<0. 1 + г

(5)

Пример расчета оптимального периода замены насоса ЦСН-240-1900 в условиях эксплуатации одного из месторождений ТНК-ВР приведен на рис.1 и составляет 12 лет (Я[п)=0).

Рис.1. Определение оптимального периода замены оборудования (на примере ЦСН-240-1900) Особо следует отметить, что в предлагаемой модели существенную роль играет степень загрузки оборудования (рис.2).

120

загрузка,%

Рис. 2. Зависимость оптимального периода замены оборудования от его загрузки

irw

Исходны* отит j

Налог ка прнбшъ. 25

Hawr ка имущество. «Ь 2 ; .1

Срок лмауппзцвн годы 1

Процент № капитал ("v'roil IS 1

Стоимость 1ЧСЛ1>1ШП)ГЖ (I'VMOOO кВг*чяС) МО

Показатели ЭМО у

Tin и ы*рш оОДудовмк ЦНС-240-1900 ЦНС-240-1900 i

Стоимость '¡акулы! иуспновкн ОбОруЗОВЛЯИ (1ЫС.ркО З.ЧЮ А500 i

Стоимость обслу^ыния и ¡¡«иангп (тыс. руЙЛГКЮО ч>сов карабстш 400 400

Тсип роста стоимости обслуалалния VI0000 часов ЮЯ »Сотая) i

Полезная Moawutn. (кВт) иоо 1200

Яшшаяый КЕД вгрвгягв 0,71 О.Т8

Номинальный КПД злекгдоиттеля 0 S* ■f

Темп синжеязи КПД (9V10000 час С* нярявотш} 1 i

'$агууженкоеп, (Wroa) ! 8000 S00

Срок экеппуатшж («час« ойпЛнара&отж) Результат 1000С0 100000

Периодичность эимгн (гоаы) 7.08 М.О| .1 j . . | :

Прнвезвиы* мтуаты (тис. руСтод) 1263вЛ 1Ш9\ 1 I ■ • ! .

Критическое значение КПД £/тя .. . . ....... . 0,68 0,52 .•••.. . . : .. i

I

Рис. 3. Окно программы расчета оптимальных замен оборудования Алгоритм замен оборудования реализован в виде компьютерной программы, исходные данные и результаты расчетов для конкретного примера показаны на рис.3, .

На основе предложенной модели разработана программа модернизации оборудования для одного из нефтегазодобывающих предприятий ТНК-ВР.

Третья глава посвящена разработке принципов прогнозирования параметров надежности технологического оборудования нефтепромыслов.

На основе статистической обработки баз данных систем мониторинга получены аналитические зависимости, описывающие распределение времени безотказной работы нефтепромыслового оборудования для его различных типоразмеров и типов.

В первом разделе главы решается задача определения динамики изменения показателей надежности технологического оборудования нефтяных промыслов.

В настоящее время известно значительное количество статистических моделей, описывающих вероятность выхода из строя технологического оборудования нефтепромыслов. В них, как правило, предполагается, что отказы оборудования происходят при условии постоянства потока отказов X, т.е. X = const. Исследования баз данных систем автоматической регистрации параметров нефтедобычи показали, что наиболее адекватно поток отказов может быть описан при помощи модели, учитывающей внутренние и внешние факторы воздействия на ресурс оборудования, причем последние являются функцией времени. Получены аналитические выражения для вероятности безотказной работы оборудования для данной модели с использованием трехпараметрической функции распределения Гомперца.

г I

F(t) = 1 - ехр

V о

- Jw, (6)

где

¡Л(0Ж = Кг(+К2(еХ1'-1),

о

Кь К2, К3 - положительные константы, определяемые путем решетя обратной задачи нахождения параметров эмпирических зависимостей.

Коэффициент К] в этом распределении характеризует влияние внешних воздействий, Кг и Кз - "износ" системы. Если положить Кг = 0, то получится стандартное показательное распределение.

Учитывая вид интегральной функции (6) и соотношение Г(1) - 1 - Л^), имеем П«) = ехр{-Кг1-К2{ек>'-1)). (7)

' Учитывая, что согласно принятой модели Х^) = -(а^ аг), имеем

а,=-К,; (8)

Таким образом, второе слагаемое в выражении для интенсивности отказов МХ) действительно является функцией времени, при условии, что вычисленные

значения К2 и К3 окажутся отличными от нуля. Составляющая -агО) является возрастающей функцией, следовательно, неблагоприятное влияние внешних факторов усиливается по мере старения оборудования.

Рис.4. Функция надежности насосного оборудования. Общее количество отказов 950. Значения параметров распределения Гомперца: Ki=0,0028 сут"1, К2=0,1603, Кз=0,7647сут"';

1 - расчетная кривая;

2 - эмпирические данные

На рис.4 представлен вид функции надежности и ее сопоставление с данными по реальным отказам глубинных насосов. Точность прогноза по предлагаемой модели (е2) не менее чем в 2 раза превосходит тот же параметр модели, использующей показательную функцию надежности (si), т.е. при X = const (табл.1).

Таблица 1

Сравнительные характеристики достоверности предлагаемой модели расчета изменения временных показателей надежности оборудования нефтяных

промыслов

№ Причина Параметры модели Kj ЕЬ% е2,%

п/п отказа К, к2 К3

1 Отказы по всем причинам 0,0028 0,1603 0,7647 10,3 3,8

2 Засорение песком 0,0044 0,3230 0,0325 10,2 2,8

3 Негерметичность НКТ 0,0027 0,0670 0,9421 33,7 6,8

4 Полеты 0,0027 0,4205 0,0083 7,4 3,3

5 Снижение динамического уровня 0,0042 0 0 5,3 5,3

С учетом того обстоятельства, что влияние внешних факторов может различаться для различных районов месторождения, в диссертационной работе проведено разделение добывающих скважин на отдельные группы, характеризующиеся своими специфическими дефектами.

Методами кластерного анализа выявлены группы кустов скважин, подверженных определенным типам дефектов. Пример выделения таких групп, по одному из месторождений ТНК-ВР, представлен в табл.2.

Подобная 1руппировка связана с воздействием внешних факторов, и можно с большим основанием предположить, что их влияние есть функция от расположения объекта на территории месторождения, т.е. от географических координат. Для проверки этой гипотезы использовалось трехмерное представление интенсивности отказов оборудования, произошедших по определенным причинам, и методы корреляционного анализа.

Таблица 2

Кластеризация отказов различного типа по кустам скважин

(выделенные значения соответствуют эмпирической вероятности большей 0,5)

номер Засоре- номер Полеты номер Негерме- номер Электри- номер Сниж.ди-

куста ние куста куста тичностъ куста ческие куста намичес-

НКТ причины кого

уровня

1 2 1 2 1 2 1 2 1 2

241 0,80 188 1,00 162 в, 82 151 1,00 8 0,31

117 0,80 175 1,00 149 0,60 132 0,25 131 0,30

105 0,80 150 1,00 163 0,36 174 0,25 147 0,30

1 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2

2051 0,76 164 0,50 203 0,33 119 0,25 104 0,29

291 0,76 177 0,50 307 0,33 307 0,22 204 0,29

191 0,751 201 0,50 186 0,29 187 0,22 132 0.25

176 0,65 174 0,38 204 0,29 133 0,20 163 0,21

148 0,64 186 0,29 191 0,25 149 0,20 148 0,14

104 0,57 204 0,29 119 0,25 241 0,20 118 0,14

203 0,50 118 0,29 164 0,25 117 0,20 307 0,11

177 0,50 190 0,22 174 0,25 104 0,14 133 0,10

В диссертационной работе показано, что интенсивность возникновения дефектов нефтепромыслового оборудования имеет четко выраженное территориальное распределение, характерное для конкретного типа дефекта и имеющее специфический вид для каждого месторождения.

В заключении третьей главы работы представлены результаты анализа взаимосвязи типов дефектов оборудования нефтедобычи с параметрами и характеристиками добывающих скважин. Результаты корреляционного анализа приведены в табл. 3.

Как следует из представленных в таблице данных, имеет место статистически значимая связь между целым рядом параметров скважин и характерным для установленного на них оборудования типами дефектов. Полученные результаты могут быть использованы для прогнозирования возникающих дефектов и планирования работы ремонтно-восстановительньк служб.

Таблица 3

Корреляционная таблица взаимосвязи причин аварий и параметров эксплуатации

по кластеризованным объектам

Параметр/ Дебит Дебит Обвод- Число Общее Закачка во-

причина по по нен- сква- число ды на куст

нефти жидкости ность жин в кусте аварий

Засорение 0,452 0,286 0,00 0,262 0,107 -0,048

«Полеты» 0,491 0,394 0,564 0,085 0,109 0,242

Электрические причины 0,011 -0,083 0,202 0,00 0,405 0,107

Снижение динамического уровня -0,381 -0,214 0,714 -0,369 -0,321 0,095

Негерметичность НКТ -0,012 0,655 0,607 0,310 0,583

Примечание: Выделенные значения статистически значимы на уровне 95%,

В четвертой главе рассматриваются вопросы моделирования отказов технологического оборудования в нефтедобыче.

Главной задачей всех используемых в настоящее время методов прогноза времени наступления отказа является необходимость построения временной прогностической функции той или иной степени сложности. Степень сложности модели в общем случае зависит не только от самого параметра, характеризующего изменение технического состояния (дебит, приемистость скважины, изменение энергопотребления и пр.), но и от уровня шумовой составляющей измерений и объема выборки.

Выбор модели, описывающей изменения показателей надёжности функционирования технологического оборудования, является наиболее ответственным и сложным этапом прогностической процедуры. Упрощение модели приводит к уменьшению точности прогноза времени наступления отказа. Излишнее усложнение модели может привести к неустойчивости алгоритма идентификации и, как правило, лишает идентификационные модели предсказательной силы. Кроме того, необходимо учитывать, что степень сложности модели зависит не только от идентифицируемого параметра, но и от уровня погрешности первичных измерений.

В первом разделе четвертой главы предлагается метод определения оптимальной степени сложности прогностической модели. В качестве этого метода предлагается использовать метод структурной минимизации среднего риска (СМСР), который позволяет строить прогностические модели оптимальной слож-

ности даже по информации с высоким уровнем шума. В работе проведена апробация предлагаемой методики для прогнозирования развития основных дефектов оборудования, которая показала, что увеличение точности прогноза при ее применении достигает 10.. .30 %.

Нами были обработаны данные тренда производительности скважины по жидкости, за период 30-ти суток (интервал «а» - база прогноза на рис.5). Ставилась задача определить время отказа с наибольшей точностью.

Предварительная селекция элементарных функций, описывающих подобное поведение экспериментальных кривых, показала, что наиболее точны (в смысле дисперсии адекватности) полиноминальные зависимости.

На рис. 5 показано поведение трёх полиномов различной степени сложности, построенных на одном и том же массиве данных (интервал «а» на рис. 5).

Анализ полученных результатов показывает, что ошибка прогноза момента наступления аварии линейной моделью составляет 56%, полиномом 3-й степени 14%, полиномом 2-й степени 2%. В то же время величина дисперсии адекватности всех этих моделей на этапе обучения (зона «а» на рис.5) практически одинакова.

Таким образом, становится очевидным необходимость использования дополнительных методов обработки данных, в полной мере реализующих информационные возможности мониторинговых систем.

Предлагаемый метод выбора прогностической модели оптимальной степени сложности имеет тот недостаток, что априорно предполагается, что класс функций, в котором оцениваются эти модели, заранее определен. В реальных же условиях выбор того или иного класса функций сам по себе является весьма сложной, а порой неразрешимой задачей. Поэтому предлагается строить модели прогноза отказов на основе метода авторегрессии.

Рассмотрим возможности применения этого метода к поставленной нами задаче прогноза изменения дебита при воздействии на этот параметр п различных факторов.

Рис.5. Сравнение прогностических возможностей моделей различной сложности.

Причина аварии - засорение рабочих органов насоса песком Интервал «а» - база для прогноза, интервал «Ь» - прогноз.

1 - полином 1-й степени;

2 - полином 2-й степени;

3 - полином 3-й степени;

маркеры в форме ромба - фактические данные непосредственно перед полным отказом

Известно, что дискретные периодические решения имеют так называемые разностные уравнения с постоянными коэффициентами:

хп+т = агахп+т-1 + йт-А+т-г ат-2хп+т-3 • • а1хп- (9)

Если заданы хь х2>... хт, то по формуле (9) можно найти хго+ь Хщ+г и т.д. Общее решение такого уравнения имеет вид

х„=1А1ехр(укп)=£Ака;. (Ю) Величины вк. = ехр(ук) являются корнями многочлена степени т с коэффициентами 1, -аЯ1, -аа.1..... -а[. Если все ук чисто мнимые, решение будет суммой

гармонических колебаний, в противном случае оно будет содержать возрастающие или убывающие составляющие.

Суть предлагаемого метода заключается в том, что обычно в обрабатываемой выборке значимых частот немного, и в этом случае ее с достаточной точностью можно рассматривать как решение разностного уравнения. Для этого, задавшись некоторым т, методом наименьших квадратов определяют коэффициенты а;, а затем, решая уравнение га-й степени, вычисляют искомые частоты. При этом надо учитывать, что число коэффициентов должно быль не меньше чем 2й, где <1 -число существенных частот в спектре.

Эта методика, в отличие от Фурье-разложения, позволяет прогнозировать будущее поведение временного ряда.

Далее в работе приводятся практические примеры реализации методики на примере прогноза отказов насосно-силового оборудования. Результаты использования предлагаемой методики показывают, что точность прогноза времени наступления отказов удовлетворительна только на несколько шагов по времени. При долгосрочном прогнозировании точность существенно падает.

Поэтому в этом же разделе диссертации предлагается метод прогноза, в котором есть возможность интерпретации результатов за счет участия в процедуре прогноза лица, принимающего решение (ЛИР) о достаточной точности прогноза. В его основе лежит свободный от модели алгоритм, предназначенный для исследования структуры временных рядов. Этот метод совмещает в себе достоинства многих других алгоритмов, в частности, анализа Фурье и регрессионного анализа. Одновременно он отличается наглядностью и простотой в управлении.

Базовый вариант метода состоит в преобразовании одномерного ряда в многомерный с помощью однопараметрической сдвиговой процедуры, исследовании полученной многомерной траектории с помощью анализа главных компонент (АГК) и восстановлении (аппроксимации) ряда по выбранным главным компонентам. Результатом применения метода является разложение временного ряда на

простейшие элементы: медленные тренды, сезонные и другие периодические или колебательные составляющие, а также шумовые компоненты. Полученное разложение может служить основой прогнозирования как самого ряда, так и его отдельных составляющих.

В последнем разделе четвертой главы рассмотрено влияние динамической составляющей нагрузок в колонне штанг на надежность эксплуатации штанговых глубиннонасосных установок. Разработана математическая модель, описывающая динамические нагрузки ШГНУ в зависимости от технических характеристик ШГНУ и физических свойств добываемой жидкости, проведено сравнение расчетных данных с данными ИИС и показано, что погрешность модели не превышает 10%. Установлено, что наличие динамической составляющей нагрузок ШГНУ оказывает существенное влияние на надежность работы штанговых насосов и даны рекомендации по снижению этого влияния.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработаны принципы определения сроков оптимальной замены нефтегазового оборудования и определения периодичности его замены для повышения безопасности и надежности разработки нефтепромыслов. Приводятся рекомендации по выбору марок и типов оборудования с учетом его стоимости, эффективности и сроков окупаемости. Создана компьютерная программа для расчетов, предложен план оптимальных замен оборудования для одного из предприятий ТНК-ВР.

2. Предложены математические модели, позволяющие прогнозировать интенсивность отказов установок ЭЦН и ШГН. Установлены количественные критерии влияния условий эксплуатации этого оборудования на его рабочий ресурс. Показано, что достоверность разработанных моделей не менее чем в два раза превосходит точность прогноза моделей, использующих гипотезу стационарных потоков отказов.

4.

5.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ НАУЧНЫХ ТРУДАХ

1. Байтов И.Р., Китаев C.B., Шаммазов И.А., Медведев A.B. Исследование выбросов парниковых газов на газотранспортных предприятиях// Нефть и газ.-2008.-Xa3.-C. 114-117.

2. Сычев Ю.А., Медведев A.B., Старостин В.В. Режимы компенсации реактивной мощности активными фильтрами в сетях горных и нефтегазовых предприятий// IX Международная конференция «Новые идеи в науках о земле»,- М.:, РГГРУ им. Серго Орджоникидзе, 14-17 апреля 2009.-С. 249.

3. Гамазин С.И., Медведев A.B., Гумиров Д.Т., Пупин В.М. Устройства быстродействующего АВР и решение проблем непрерывности технологических процессов// Электро-Мо.-2008.- Сентябрь.-№9(56).-С. 54-63.

4. Медведев A.B., Старостин В.В., Сычев Ю.А. Прогнозируемая компенсация реактивной мощности и коррекция кривых тока и напряжения в сетях нефтегазодобывающих предприятий// Геоэкологические и инженерно-

Предложен способ обнаружения и локализации на территории нефтяных месторождений зон с аномально высокими показателями интенсивности отказов насосно-силового оборудования.

Установлено, что различные типы отказов оборудования имеют детерминированный характер по месту локализации аварий. Установлены статистически значимые связи между типами отказов и технологическими характеристиками эксплуатации кустов скважин.

Разработан алгоритм прогнозирования момента времени наступления отказа в работе насосно-силового оборудования, основанный на анализе временной динамики изменения дебитов скважин. Апробация методики показала, что её применение позволяет увеличить точность прогноза не менее чем на 2025% по сравнению с традиционными способами прогноза.

геологические проблемы развития гражданского и промышленного комплексов города Москвы: материалы научно-практической конференции.- М.: РГГРУ, 15-17 апреля 2008.-С. 257-258.

5. Абрамович Б.Н., Аденова Г.А., Устинов Д.А., Медведев A.B. Использование солнечной энергии для электроснабжения энергетических установок горного производства// Геоэкологические и инженерно-геологические проблемы развития гражданского и промышленного комплексов города Москвы: материалы научно-практической конференции.- М.: РГГРУ, 15-17 апреля 2008.-С. 236-237.

6. Полищук В.В., Медведев A.B. Особенности работы релейной защиты в промысловых распределительных сетях с автономными энергоисточниками// Геоэкологические и инженерно-геологические проблемы развития гражданского и промышленного комплексов города Москвы: материалы научно-практической конференции.- М.: РГГРУ, 15-17 апреля 2008,- С. 253-254.

7. Абрамович Б.Н., Сычев Ю.А., Медведев A.B., Старостин В.В., Аболемов E.H., Полищук В.В. Коррекция коэффициента мощности в сетях нефтепромыслов с помощью активного фильтра// Нефтяное хозяйсгво.-2008.-Май,-№5.-С. 88-90.

8. Абрамович Б.Н., Сычев Ю.А., Медведев A.B., Старостин В.В., Аболемов E.H., Полищук В.В. Промышленные испытания активного фильтра в промысловых сетях ОАО «Оренбургэнефть ТНК-BP»// Промышленная энерге-тика.-2008.-Окгябрь.-№10.-С. 42-46.

9. Медведев A.B., Шевинский Я.С. Крупные проекты ТНК-BP: Оценка производственной безопасности»// Новатор.-2008.-Сентябрь - Ноябрь.-№24.-С. 27-29.

Подписано в печать 13,11.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16.

Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ, л. 1. Тираж 90. Заказ 258. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1 22

Введение.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

1.1. Методы контроля и диагностики эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования.

1.2. Анализ и классификация отказов нефтепромыслового оборудования.

1.3. Методы оптимизации показателей надежности оборудования.

1.4. Методы моделирования процессов и параметров надежности в нефтедобыче.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ПЕРИОДА ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1. Разработка моделей замены нефтепромыслового оборудования, подверженного старению.

2.2. Адаптация модели замен оборудования для компании ТНК-ВР.

2.3. Классификация рассматриваемых задач определения сроков оптимальных замен оборудования.

2.4. Маркетинговые исследования насосного оборудования.

2.5. Расчет оптимальной периодичности замены насосного оборудования.

3. ДИНАМИКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

3.1. Эмпирическое определение функций надежности нефтегазодобывающегооборудования.

3.2. Определение динамики изменения показателей надежности технологического оборудования нефтяных промыслов.

3.3. Распознавание типов отказов и мест их локализации в пределах месторождения.

3.4. Метод многомерного представления данных для диагностирования аварийноопасных участков месторождения.

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ОТКАЗОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ.

4.1. Выбор структуры моделей, повышающих точность прогнозирования отказов технологического оборудования нефтяных месторождений.

4.2. Прогнозирование отказов технологического оборудования на основе анализа временных рядов дебитов эксплуатационных скважин.

4.3. Моделирование динамических процессов глубиннонасосной добычи нефти штанговыми установками.

Безопасная эксплуатация нефтяных месторождений зависит от выполнения целого ряда условий и технических мероприятий. В это понятие включается не только безаварийная эксплуатация (в смысле крупных техногенных аварий с серьезными экологическими последствиями или опасностью для жизни людей), но и стабильность производственных показателей, надежность работы оборудования и энергообеспечения. Поэтому повышение уровня промышленной безопасности нефтедобычи подразумевает проведение целого комплекса технических и организационных мероприятий, включающих меры по увеличению межремонтного периода эксплуатации оборудования промысла, повышению качества ремонтных и профилактических мероприятий, обеспечение бесперебойного электроснабжения объектов, постоянный контроль технического состояния оборудования и т.п.

Проблемы в нефтедобыче постоянно усугубляются вследствие неудовлетворительного состояния основных производственных фондов нефтедобывающих предприятий. В целом по нефтедобывающей промышленности степень износа основных производственных фондов составляет более 60%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70% и продолжает расти.

Значительно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда, что привело к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете, все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов.

Кроме перечисленных проблем, большое значение имеют организационно-технические вопросы - планирование ремонтно-восстановительных работ, численность и оснащение ремонтных служб, оптимизационные мероприятия по подбору и замене оборудования и т.п.

Цель диссертационной работы:

Создание научно обоснованной системы планирования замены нефтегазового оборудования, позволяющей повысить надежность эксплуатации и минимизировать стоимость его эксплуатации, с учетом закономерностей распределения отказов технологического оборудования нефтедобычи и их интенсивности в пределах разрабатываемого месторождения.

Задачи исследований:

1. Разработка принципов сроков оптимизации замены насосно-силового оборудования для повышения надежности работы нефтяных промыслов.

2. Создание и апробация унифицированных математических моделей прогнозирования интенсивности отказов ЭЦН и ШГН.

3. Разработка способов локализации на территории нефтяных месторождений зон с аномально высокой аварийностью оборудования.

4. Создание методики прогнозирования основных типов отказов насосно-силового оборудования в зависимости от условий его эксплуатации.

5. Разработка методики прогнозирования развивающихся отказов по изменению дебитов скважин.

Методы решения задач При решении поставленных задач и обработке промышленной технологической информации использовались вероятностно-статистические методы и методы теории дифференциальных уравнений.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Созданы математические основы и разработаны рекомендации по оптимальным срокам замены оборудования нефтегазодобычи.

2. Разработана методика распознавания аномальных зон разработки нефтяных месторождений, предрасположенных к повышенной аварийности оборудования.

3. Разработана математическая модель прогнозирования времени наработки на отказ насосно-силового и технологического оборудования, учитывающая как условия эксплуатации, так и его конструктивные и качественные показатели.

На защиту выносятся результаты научных разработок в области создания методов повышения надежности эксплуатации технологического оборудования нефтедобычи и обеспечения безопасности работы объектов нефтяных месторождений.

Практическая значимость и реализация работы

Результаты исследований применяются в практической работе предприятий ТНК-BP. Методика проведения оптимальных замен оборудования внедрена в ОАО «Варьеганнефтегаз» с годовым экономическим эффектом в размере 2122 тыс. руб.

Апробация работы Международный круглый стол «Развитие компетенций в области проведения HAZOP и PHSER» (г. Москва, 13 января 2008 г.), научно-практическая конференция «Геоэкологические и инженерно-геологические проблемы развития гражданского и промышленного комплексов города Москвы» (г. Москва, 15-17 апреля 2008 г.), международный круглый стол «Принципы безопасного размещения зданий с персоналом на опасных производственных объектах» (г. Москва, 24 июля 2008 г.), международный круглый стол «Статус по технологической безопасности и анализам HAZOP/PHSER на проектах ТНК-BP» (г. Москва, 23 сентября 2008 г.), международный круглый стол «Северная группа лицензионного участка Каменное. Расположение и анализ HAZOP» (г. Нягань, 24-28 ноября 2008 г.), международный круглый стол «HAZOP проекта электростанции собственных нужд ОАО СП Варьеганнефть» (г. Нижневартовск, 6-9 апреля 2009 г.), IX международная конференция «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 1417 апреля 2009 г.), международный круглый стол «Методические указания по оценке последствий аварий с выбросом опасных веществ на типовых нефтегазовых опасных производственных объектах ТНК-BP» (г. Москва, 10 июня 2009 г.), международный круглый стол «LEADERSHIP &MANAGEMENT OF HAZOP STUDIES» (г. Лидс, 14-16 сентября 2009 г.), международный круглый стол «Организация и проведение HAZOP (Анализа опасности и работоспособности) электростанций собственных нужд и объектов энергетики ТНК-BP» (г. Москва, 23 сентября 2009 г.).

По теме диссертационной работы опубликовано 9 печатных работ, в том числе 5 статей и 4 тезиса на межрегиональных научно-технических конференциях.

В первой главе диссертационной работы рассмотрено современное состояние проблем промышленной безопасности и надежности объектов нефтедобычи, проводится классификация и анализ наиболее распространенных типов отказов нефтепромыслового оборудования, а также рассматриваются пути повышения уровня безопасности эксплуатации нефтепромыслов.

Рассмотрены основные проблемы нефтедобычи - крайне неудовлетворительное состояние основных производственных фондов, рост фонда бездействующих скважин, постоянный рост тарифов на электроэнергию и высокие удельные эксплутационные затраты на добычу нефти.

Исследованы причины и типы аварий нефтепромыслового оборудования, проведена их классификация и выявлены факторы, повышающие вероятность возникновения характерных отказов.

В первой главе рассмотрены существующие методы моделирования технологических процессов и параметров надежности в нефтедобыче. Моделирование параметров надежности в нефтедобыче позволяет проводить оценку времени безотказной работы оборудования, прогнозировать возможные отказы и отслеживать динамику важнейших характеристик, влияющих на безопасность и эффективность эксплуатации нефтепромысла.

На основании проведенного в первой главе анализа современного состояния надежности и эксплуатационной безопасности объектов нефтяных промыслов, делаются выводы о необходимости увеличения достоверности информации систем мониторинга нефтедобычи, дальнейшей разработки методов и алгоритмов обработки баз данных этих систем, повышения внимания к актуальным вопросам снижения затрат энергоресурсов, в частности электроэнергии.

Во второй главе рассмотрены вопросы замены нефтепромыслового оборудования. Своевременная замена устаревшего оборудования позволяет не только увеличить надежность и безопасность эксплуатации нефтепромыслов, но и минимизировать затраты предприятия на эксплуатацию оборудования. Созданию математической модели оптимальной замены оборудования посвящена вторая глава диссертационной работы. В модели учтены такие параметры, как стоимость нового оборудования, затраты не эксплуатацию имеющегося, учетная процентная ставка на капитал, изменение цен на энергоресурсы и др.

На основе предложенной модели разработана программа модернизации оборудования для компании ТНК-ВР.

Третья глава посвящена разработке принципов прогнозирования параметров надежности технологического оборудования нефтепромыслов.

На основе статистической обработки баз данных систем мониторинга получены аналитические зависимости, описывающие распределение времени безотказной работы нефтепромыслового оборудования для его различных типоразмеров и марок.

В первом разделе главы решается задача определения динамики изменения показателей надежности технологического оборудования нефтяных промыслов.

В настоящее время известно значительное количество статистических моделей, описывающих вероятность выхода из строя технологического оборудования нефтепромыслов. В них, как правило, предполагается, что отказы оборудования происходят в предположении постоянства потока отказов. Исследования баз данных систем автоматической регистрации параметров нефтедобычи показали, что наиболее адекватно поток отказов может быть описан при помощи модели, учитывающей внутренние и внешние факторы воздействия на ресурс оборудования, причем последние являются функцией времени. Получены аналитические выражения для вероятности безотказной работы оборудования для данной модели с использованием трехпараметрической функции распределения Гомперца. Установлено, что точность прогноза по предлагаемой модели не менее чем в 2 раза превосходит тот же параметр модели, использующей показательную функцию надежности.

Методами кластерного анализа выявлены группы кустов скважин, подверженных определенным типам дефектов. Подобная группировка связана с воздействием внешних факторов, и можно с большим основанием предположить, что их влияние есть функция от расположения объекта на территории месторождения, т.е. от географических координат. Для проверки этой гипотезы использовалось трехмерное представление интенсивности отказов оборудования, произошедших по определенным причинам, и методы корреляционного анализа.

Показано, что интенсивность возникновения дефектов нефтепромыслового оборудования имеет четко выраженное территориальное распределение, характерное для конкретного типа дефекта и имеющее специфический вид для каждого месторождения.

В четвертой главе рассматриваются вопросы моделирования отказов технологического оборудования в нефтедобыче.

Главной задачей всех используемых в настоящее время'методов прогноза времени наступления отказа является необходимость построения временной прогностической функции той или иной степени сложности. Степень сложности модели в общем случае зависит не только от самого параметра, характеризующего изменение технического состояния (дебит, приемистость скважины, изменение энергопотребления и пр.), но и от уровня шумовой составляющей измерений и объема выборки.

Выбор модели, описывающей изменения показателей надёжности функционирования технологического оборудования, является наиболее ответственным и сложным этапом прогностической процедуры.

Упрощение модели приводит к уменьшению точности прогноза времени наступления отказа. Излишнее усложнение модели может привести к неустойчивости алгоритма идентификации и, как правило, лишает идентификационные модели предсказательной силы. Кроме того, необходимо учитывать, что степень сложности модели зависит не только от идентифицируемого параметра, но и от уровня погрешности первичных измерений.

В первом разделе четвертой главы предлагается метод определения оптимальной степени сложности прогностической модели. В качестве этого метода предлагается использовать метод структурной минимизации среднего риска (СМСР), который позволяет строить прогностические модели оптимальной сложности даже по информации с высоким уровнем шума. В работе проведена апробация предлагаемой методики для прогнозирования развития основных дефектов оборудования, которая показала, что увеличение точности прогноза при ее применении достигает 10. 3 0 %.

Предлагаемый метод выбора прогностической модели оптимальной степени сложности имеет тот недостаток, что априорно предполагается, что класс функций, в котором оцениваются эти модели, заранее определен. В реальных же условиях выбор того или иного класса функций сам по себе является весьма сложной, а порой неразрешимой задачей. Поэтому предлагается строить модели прогноза отказов на основе метода авторегрессии.

Далее в работе приводятся практические примеры реализации методики на примере прогноза отказов насосно-силового оборудования. Результаты использования предлагаемой методики показывают, что точность прогноза времени наступления отказов удовлетворительна только на несколько шагов по времени. При долгосрочном прогнозировании точность существенно падает.

Поэтому в этом же разделе диссертации предлагается паллиативный метод прогноза, в котором есть возможность интерпретации результатов за счет участия в процедуре прогноза лица (эксперта), принимающего решение (ЛПР) о достаточной точности прогноза. В его основе лежит свободный от модели алгоритм, предназначенный для исследования структуры временных рядов. Этот метод совмещает в себе достоинства многих других алгоритмов, в частности, анализа Фурье и регрессионного анализа. Одновременно он отличается наглядностью и простотой в использовании.

Базовый вариант метода состоит в преобразовании одномерного ряда в многомерный с помощью однопараметрической сдвиговой процедуры, исследовании полученной многомерной траектории с помощью анализа главных компонент (АГК) и восстановлении (аппроксимации) ряда по выбранным главным компонентам. Результатом применения метода является разложение временного ряда на простейшие элементы: медленные тренды, сезонные и другие периодические или колебательные составляющие, а также шумовые компоненты. Полученное разложение может служить основой прогнозирования как самого ряда, так и его отдельных составляющих.

В работе показана возможность применения метода АГК для прогнозирования неисправностей нефтедобывающего оборудования.

В последнем разделе четвертой главы рассмотрено влияние динамической составляющей нагрузок в колонне штанг на надежность эксплуатации штанговых глубиннонасосных установок. Разработана математическая модель, описывающая динамические нагрузки ШГНУ в зависимости от технических характеристик ШГНУ и физических свойств добываемой жидкости, проведено сравнение расчетных данных с данными ИИС и показано, что погрешность модели не превышает 10%. Установлено, что наличие динамической составляющей нагрузок ШГНУ оказывает существенное влияние на надежность работы штанговых насосов и даны рекомендации по снижению этого влияния.

1. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ

Промышленная безопасность эксплуатации нефтяных месторождений связана с целым рядом условий и мероприятий по ее обеспечению. В это понятие включается не только безаварийная эксплуатация (в смысле крупных техногенных аварий с серьезными экологическими последствиями или опасностью для жизни людей), но и стабильность производственных показателей, надежность работы оборудования и энергообеспечения. Поэтому повышение уровня промышленной безопасности нефтедобычи подразумевает проведение целого . комплекса технических и организационных мероприятий, включающих меры по увеличению межремонтного периода оборудования промысла, повышению качества ремонтных и профилактических мероприятий, обеспечения бесперебойного электроснабжения объектов, снижение удельных энергозатрат на добычу нефти, постоянный контроль технического состояния оборудования и т.п.

В первой главе диссертационной работы рассмотрено современное состояние проблемы промышленной безопасности и надежности объектов нефтедобычи, проводится анализ наиболее распространенных типов аварий нефтепромыслового оборудования, а также рассматриваются пути повышения уровня безопасности эксплуатации нефтепромыслов.

Основные выводы по работе:

1. Разработаны принципы сроков оптимальной замены нефтегазового оборудования и определения его периодичности для повышения безопасности и надежности разработки нефтепромыслов. Разработаны рекомендации по выбору марок и типов оборудования с учетом его стоимости, эффективности и сроков окупаемости. Создана программа для расчетов сроков оптимальных замен оборудования для предприятий ТНК-ВР.

2. Предложены математические модели, позволяющие прогнозировать интенсивность отказов установок ЭЦН и ШГН. Установлены количественные критерии влияния условий эксплуатации этого оборудования на его рабочий ресурс. Показано, что достоверность разработанных моделей не менее чем в два раза превосходит точность прогноза моделей, использующих предположение о стационарном потоке отказов.

3. Предложен способ обнаружения и локализации на территории нефтяных месторождений зон с аномально высокими показателями интенсивности отказов насосно-силового оборудования.

4. Установлено, что различные типы отказов оборудования имеют детерминированный характер по месту локализации аварий. Установлены статистически значимые связи между типами отказов и технологическими характеристиками эксплуатации кустов скважин.

5. Разработан алгоритм прогнозирования момента времени наступления отказа в работе насосно-силового оборудования, основанный на анализе временной динамики изменения дебитов скважин. Апробация методики показала, что её применение позволяет увеличить точность прогноза не менее чем на 20-25% по сравнению с традиционными способами прогноза.

1. Абрамович Б.Н., Сычев Ю.А., Медведев А.В., Старостин В.В., Аболемов Е.Н., Полищук В.В. Коррекция коэффициента мощности в сетях нефтепромыслов с помощью активного фильтра // Нефтяное хозяйство.-2008.- Май.-№5.-С.88-90.

2. Абрамович Б.Н., Сычев Ю.А., Медведев А.В., Старостин В.В., Аболемов Е.Н., Полищук В.В. Промышленные испытания активного фильтра в промысловых сетях ОАО «Оренбургэнефть ТНК-ВР» // Промышленная энергетика.-2008,- Октябрь.-№Ю.-С. 42-46.

3. Алиев И.М., Кучук Г.З. Вероятностно-статистический метод установления взаимосвязи между уровнем вибрации и наработками на отказ установок ЭЦН // Нефтяное хозяйство.-2000,- №12.-С.95.

4. Алиев Т. А., Нусратов O.K. Методы и средства диагностики глубиннонасосного оборудования нефтяных скважин //Нефтяное хозяйство.-1998.-№(9-10).-С.78.

5. Алиев Т.М., Мелик-Шахназаров A.M., Тер-Хачатуров А.А. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности.- М.: Недра, 1981. — 351 с.

6. Ананьев В. А. Внедрение мультифазных пластинчатых насосов для транспортировки газожидкостной смеси // Материалы научно-технической конференции молодых специалистов.-Самара, 24-27 октября 2001. (http://www.sibintek.ru).

7. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А., Медведев А.В. Исследование выбросов парниковых газов на газотранспортных предприятиях // Нефть и газ.-2008.-№3.-С. 114-117.

8. Байков И.Р., Смородов Е.А., Деев В.Г. Математическое моделирование отказов насосно-силового оборудования нефтедобывающих промыслов // Горный вестник. 2000. - №3. - С.51-54.

9. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В., Деев В.Г. Уточнение прогнозов аварийных отказов технологического оборудования методами теории нечетких множеств // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2000.- №7-8.- С. 17-22.

10. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение методов теории самоорганизации в диагностике технического состояния механизмов // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2000.-№1-2.-С.96-100.

11. Байков И.Р., Смородова О.В., Гареев Э.А., Аминев Ф.М. Методы теории самоорганизации для диагностирования неполадок ГПА// Газовая промышленность.-1999.-№8.-С.26-28.

12. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Перспектива создания гидроприводных винтовых насосных установок для добычи нефти // Нефтяное хозяйство.-2002.-№3 .-С.24-26.

13. Бекренев В.Д., Ехалов П.А. Информационно-аналитические технологии России на рубеже XXI века //Нефтяное хозяйство.- 2000.- №10.- С.92-95.

14. Белов В.Г, Соловьев В.Я. Решения, основанные на информации //Нефть России.-2000.-№ 7.-С.13-16.

15. Белов В.Г, Соловьев В.Я. Тотальный сбор информации //Нефть России.-2000.-№ 8.-С.34-37.

16. Бендат Дж., Пирсол А. Применение корреляционного и спектрального анализа.-М.:Мир, 1983.-312с.

17. Берлянт A.M. Образ пространства: карта и информация. М.: Мысль, 1986.- 240 с.

18. Быков О.П. Предпочтение отечественному оборудованию // Нефть России.- 1998.-№10.-С.15-18.

19. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. — Уфа: Башкирское книжное издательство, 1992. — 150с.

20. Вальд А. Последовательный анализ. М.: Физматгиз, 1967.

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

22. Вапник В.Н. Восстановление зависимостей по эмпирическим данным. — М.:Наука, 1979.-448 с.

23. Вапник В.Н., Червоненкис А.Я. Теория распознавания образов. -М.: Наука, 1974.-Алгоритмы и программы восстановления зависимостей / под ред. В.Н. Вапника. М.: Наука, 1984.- 815с.

24. Васильев Ю.Н, Бесклетный Игуменцев М.Е. Вибрационный контроль технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов.-М.:Недра, 1987.-197с.

25. Вентцель Е.С. Исследование операции. Задачи, принципы, методология. -М.: Наука, 1988.- 206с.

26. Вибрации в технике: справочник: в 6-ти томах / ред. совет: В.Н. Челомей (пред.).- М.: Машиностроение, 1978.

27. Волков М.М., Михеев A.JL, Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности.- М.: Недра , 1989.-285с.

28. Воробьев Н.Н. Теория игр для экономистов-кибернетиков. -М.: Наука,1985.-271с.

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

30. Галлямов И.И. Повышение надежности нефтепромыслового оборудования на стадии эксплуатации. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. — 221с.

31. Гамазин С.И., Медведев А.В., Гумиров Д.Т., Пупин В.М. Устройства быстродействующего АВР и решение проблем непрерывности технологических процессов// Электро-т1Ъ.-2008.-Сентябрь.-№9(56).-С.54-63.

32. Гауе П.О., Лавров В.В., Налимов Г.П. Диагностические возможности моноблочных электронных динамографов "СИДДОС-автомат" //Нефтяное хозяйство.- 2000.- №7.-С.87-89.

33. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения //Нефтяное хозяйство.-2001.-№10,- С.35-38.

34. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Жагрин А.В., Михель В.Д., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН //Нефтяное хозяйство.-2002.-№2.-С.62-64.

35. Главные компоненты временных рядов: метод "Гусеница" / под ред. Д.Л.Данилова и А.А.Жиглявского. СПб.: Санкт-Петербургский университет, 1997.-321 с.

36. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности.- М: Наука, 1965.-524 с.

37. Горбань А.Н. Обучение нейронных сетей.- М.: СП «ПараГраф», 1991.305 с.

38. Горев В.Г., Дружинин В.М., Герасимов В.П., Кудрявцев И.А., Прохоров

39. Н.Н., Ирипханов Р.Д. Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин Ершового месторождения// Нефтяное хозяйство. 2000.- №9.- С.96-98.

40. ГОСТ Р 51541-99. Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения. — М.: Изд-во стандартов, 2000.

41. ГОСТ 18322-78 (СТ СЭВ 5151-85). Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения. — М.: Изд-во стандартов, 1978.

42. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. -М.: Изд-во стандартов, 1990.

43. ГОСТ 27.301-95. Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения. -М.: Изд-во стандартов, 1995.

44. ГОСТ Р 51380-99. Энергосбережение. Методы подтверждения соответствия показателей энергетической эффективности энергопотребляющей продукции их нормативным значениям. Общие требования. -М.: Изд-во стандартов, 1999.

45. ГОСТ Р 51387-99. Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения. — М.: Изд-во стандартов, 2000.

46. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами.-Казань: Татарское книжное издательство, 1973.-214 с.

47. Грехов И.В. Борьба с факторами, отрицательно влияющими на работу УЭЦН.НК // Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. -Самара, 24-27 октября 2001. (http://www.sibintek.ru).

48. Гриб B.C. Контроль и автоматизация длинноходовых глубиннонасосных установок. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.- 123с.

49. Григорян Е.Е. Серийное производство УЭЦН — производство под конкретного потребителя//Химическое и нефтегазовое машиностроение.-2000.- №3.- С.4-6.

50. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин A.M. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций.-М.: НЕДРА, 2001.-470с. / Gumerov A.G., Gumerov R.S. Akberdin A.M. Exploitation of equipment in oil pumping station. -Moscow: NEDRA, 2001.-470c.

51. Длин A.M. Факторный анализ в производстве. М.: Статистика, 1975.-325с.

52. Заде JI. Понятие лингвистической переменной и его применение к принятию приближенного решения. -М.: Мир,197б.-165с.

53. Закиров Р.Х., Байгильдина Л.Ш., Осипова Е.А., Мальцев Е.Ф., Егоров А.Е., Басков В.Н. Внедрение информационных технологий на нефтедобывающих предприятиях //Нефтяное хозяйство. -2000.- №11.-С.50-53.

54. Залятов М.М. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в АО «Татнефть»//Химическое и нефтегазовое машиностроение.-2000.- №3.-С.9-10.

55. Зверев А.А., Бандель А.П., Вагин И.Н., Коровин С.Я., Черепивский А.А Проект информационной системы ОАО "Сургутнефтегаз» //Нефтяное хозяйство.-1999.- №10.-С. 11-15.

56. Инюшин Н.В., Валеев А.С., Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И.,. Слепченко С.Д. Оценка надежности погружного оборудования в условиях эксплуатации ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»// Технологии ТЭК.- 2004.- №6.-С.58-59

57. Исаченко И.Н., Гольдштейн Е.И., Налимов Г.П. Методы контроля сбалансированности станка-качалки на основе измеренияэлектрических параметров //Нефтяное хозяйство.-2002.-№1.-С. 12-15.

58. Исследование операций: в 2-х томах/пер. с англ.; под ред. Дж.Моудера, С.Элмаграби.-М. :Мир, 1981.-677с.

59. Исупов В.В., Софонов С.А. Контроллер скважины, оснащенной ШГН (КШГН) //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №5.-С.64-65.

60. Ишков Ю.И. Подконтрольная эксплуатация УЭЦН. Опыт, проблемы и перспективы// Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000.-№3.-С.22-24.

61. Кендэл М. Ранговые корреляции. М.:Статистика, 1975.-216с.

62. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. - 457 с.

63. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Термодинамические характеристики природных газов: учебное пособие. — М.: ГПНГ им. И.М. Губкина, 1995.-305с.

64. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. — М.: ГУЛ издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. — 400 с.

65. Конопляник А. Новые роли открытий и переоценки запасов. Научно-технический прогресс и снижение издержек //Нефть России.- 2000.-№11.-C.33-36.

66. Коровин С.Я., Николаевский A.JI "Альфа-ЦИТС" автоматизация работы центральной инженерно-технологической службы нефтегазодобывающего управления //Нефтяное хозяйство.- 2001.-№10.- С.65-69.

67. Костюченко С.В. и др. Информационно-поисковая система для контроля и анализа технологии добычи углеводородного сырья // Нефтяное хозяйство.- 1999.- №1.- С. 50-55.

68. Костюченко С.В. Основные компоненты современной информационной системы нефтедобывающего производства//Нефтяное хозяйство.- 1998.- № 8.- С. 3-8.

69. Костюченко С.В., Тузовский А.Ф., Пугачев С.Б., Цветков Е.В. Развитие информационной системы нефтедобывающего производства ОАО «Юганскнефтегаз» //Нефтяное хозяйство,- 1999.- №10.- С.34-40.

70. Котов В.А., Гарифуллин И.Ш., Тукаев Ш.В., Гоник А.А., Тукаев А.Ш., Вахитов Т.М. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы УЭЦН //Нефтяное хозяйство. -2001.- №4.- С. 1721.

71. Кудряшов С.И., Левин Ю.А., Маркелов В.Д., Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С. Д. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» // Технологии ТЭК. -2004.- №5.- С. 54-59.

72. Кукинов A.M. Применение порядковых статистик и ранговых критериев для обработки наблюдений// Поиск зависимости и оценка погрешности. М.: Наука, 1985.-С.97.

73. Курицкий Б.Я. Поиск оптимальных решений средствами Excel 7.0. — СПб.: "BHV-Санкт-Петербург", 1997. 384 с.

74. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. Уфа, Башкирское.книжное издательство, 1983.-110 с.

75. Локтев А.В., Болгов И.Д., Исангулов А.К., Сальманов Р.Г. Использование УЭЦН фирмы "Центрилифт" на месторождениях АО "Черногорнефть'7/Нефтяное хозяйство. -1999.- №4.- С.49-51.

76. Маганов Р., Гинзбург М. Покупаем УЭЦН //Нефть России.-1998.- № 9.1. С.34-36.

77. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации отечественного и импортного оборудования УЭЦН в ОАО «Юганскнефтегаз» //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000. №3.- С.16-19.

78. Медведев А.В., Шевинский Я.С. Крупные проекты ТНК-BP: Оценка производственной безопасности// Новатор.-2008.-Сентябрь-Ноябрь.-№24-С.27-29.

79. Мирзаджанзаде А.Х, Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Баку: НЭлм, 1976. — 336с.

80. Мирзаджанзаде А.Х., Максудов Ф.Г. и др. Теория и практика применения неравновесных систем в нефтедобыче. — Баку: НЭлм, 1985-220с.

81. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность. Неравновесность. Неоднородность. Уфа: ГИЛЕМ, 1999. - 462 с.

82. Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин. — Изд. 2-е, перераб. и доп. Ухта: УГТУ, 2008. - 139 с.

83. Мулен Э. Теория игр с примерами из математической экономики. —М.: Мир, 1985.- 198с.

84. Налимов Г.П., Лавров В.В., Якушкин П.Л., Пугачев Е.В. Контроль параметров проблемных добывающих скважин уровнемером-динамографом "СУДОС-комплекс" //Нефтяное хозяйство. -2000.- №8.1. С.107-110.

85. Неймарк Ю.И., Ланда П.С. Стохастические и хаотические колебания. — М.: Наука, 1987.-562 с.

86. Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование.- М.: Изд-во «Ин-фолио», 2008.- 416 с.

87. Новое в синергетике. Загадки мира неравновесных структур /под ред. акад. И.М. Макарова.- М.: Наука, 1996.- 263с.

88. Нуряев А, Мухамадеев Г, Перельман О, Слепченко С. Опыт создания высоконадежного отечественного погружного оборудования //Технологии ТЭК. 2004. - №3. - С. 1-6.

89. Пекарников Н.Н. Влияние технологии ремонта и качества эксплуатации УЭЦН на повышение наработки на отказ// Химическое и нефтегазовое машиностроение.-2000.-№3.- С. 19-22.

90. Перельман О. М., Трясцын И. П., Мельников Д. Ю., Гусиы Н. В. К анализу рабочих характеристик центробежных погружных насосов для малодебитных скважин // Техника и технология добычи нефти.- 1999.-№2.-С.45-47.

91. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Статистический анализ надежности погружных установок в реальных условиях эксплуатации//Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа.-2003.-№ З.-С. 28-34.

92. Перельман О.М., Рабинович А.И., Трясцын И.П., Семенов Ю.Л., Гусин Н.В., Мельников Д.Ю. Ступени повышенного напора погружных нефтяных насосов //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №5.-С.55-57.

93. Пицюра Е.В. Программа для подбора скважинного оборудования в условиях интенсивного отбора нефти// Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. — Самара, 24-27 октября 2001. (http ://www. sibintek.ru).

94. Плешаков В. Н. и др. Влияние вязкости добываемой жидкости наобрывность штанг в условиях Арланского месторождения// Нефтепромысловое дело.-1972.- № 11.-С.13-16.

95. Поршаков Б.П., Лопатин А.С., Назарьина A.M., Рябченко А.С. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. -М.: Недра, 1992. 207 с.

96. Поршаков Б.П., Романов Б.А. Основы термодинамики и теплотехники. М.: Недра, 1988.

97. Проников А. С. Надежность машин. — М.: Машиностроение, 1979.

98. Прошечкин А.И. ОАО «Алнас» делает ставку на качество //Нефтегазовая вертикаль.-1998.- №4.-С.72-74.

99. Пути снижения издержек//Нефтегазовая вертикаль.- 2000.- № 1 .-С.23-24.

100. Реутов В.Л. Производство оборудования УЭЦН в ООО «Привод-ПЭУ» //Химическое и нефтегазовое машиностроение —2000.-№3.-С.24-27.

101. Русов В.А. Спектральная вибродиагностика. — Пермь: «Вибро-Центр», 1996.- 174с.

102. Северцев Н.А., Шолкин В.Г., Ярыгин Г.А. Статистическая теория подобия: надежность технических систем. -М.: Наука, 1986.- 205с.

103. Скотт У. Лонг, Альберт Гарца, Элтон Смит, Чарли Хофф. Программа

104. Оптимальные приемы работы" улучшает штанговую глубинно-насосную эксплуатацию скважин //Нефтегазовые технологии.- 2000.-№2.-С.38-41.

105. Смирнов Н.И., Смирнов Н.Н, Мухамадеев К.Г.- Исследования и пути повышения ресурса УЭЦН //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000.-№3.- С.13-16.

106. Смородов Е.А., Деев В.Г. Оперативный контроль сбалансированности станка-качалки ШГН на основе динамометрирования //Нефтяное хозяйство. 2001.- №7.- С. 57-58.

107. Смородов Е.А., Исмаков Р.А., Деев В.Г. Оптимизация сроков проведения ремонтных мероприятий подземного оборудования //Нефтяное хозяйство. -2001. №2. - С.60-63.

108. Тахаутдинов Ш.Ф. Современная техника и новые технологии в нефтяной промышленности Республики Татарстан //Нефть России.-2000.- №4. С.56-58.

109. Тимашев С.Ф. "Новый диалог" с природой: о законе эволюции природных систем, "стреле времени" и Копенгагенской интерпретации квантовой механики// ЖФХ.- 2000.- Том 74, №1.- С.16.

110. Тимашев С.Ф. Принципы эволюции нелинейных систем.// Российский химический.журнал.-1998.-№3 .-С. 18-36.

111. Тимашев С.Ф. Фликкер-шум как индикатор "стрелы времени". Методология анализа временных рядов на основе теории детерминированного хаоса// Российский химический журнал. -1997.-№3.-С. 17-30.

112. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. М.:Наука, 1974.-224с.

113. Тихонов А.Н., Иванов В.К., Лавреньтев М.М. Некорректно поставленные задачи// Дифференциальные уравнения с частными производными.-М. :Наука, 1970.-407с.

114. Троянов Т.А. Программный комплекс автоматизации рабочих мест персонала нефтедобывающего предприятия "АРМ Нефтяника" //Нефтяное хозяйство.-1998.-№6.-С.55-56.

115. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Коробейников Н.Ю., Атнабаев З.М. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса "НАСОС" в ОАО "Юганскнефтегаз" //Нефтяное хозяйство.-1999.- №9.-С.47-50.

116. Уразаков К.Р., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. М.: Недра, 1999.-326с.

117. Уразаков К.Р., Габдрахманов Н.Х., Валеев М.Д. Оптимизация работы механизированного фонда скважин //Нефтяное хозяйство-2001.- №11.-С.66-67.

118. Ухалов К.А. Исследование и моделирование показателей надежности глубинно-насосного оборудования в наклонно направленных скважинах (на примере Кальчинского месторождения): дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 2005.

119. Фролов А.И., Степанищев В.А., Самойлов В.В. Комплексная автоматизация управления производством НГДУ "Иркеннефть" //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №7.-С.74-76.

120. Фролов В.П., Стояков В.М., Воробьев В.В. Определение остаточного ресурса нефтегазопромыслового оборудования по статистическим эксплуатационным данным //Нефтяное хозяйство.- 1999.- №8.- С.34-36.

121. Харас Б.З. Корпоративная информационная система разведки и разработки нефтяных месторождений //Нефтяное хозяйство.- 1998.8.-С.84-86.

122. Хасанов М.М, Валеев М.Д, Уразаков К.Р. О характере колебаний давления жидкости в НКТ глубинно-насосных скважин//Изв. ВУЗов. Нефть и газ. -1991.-№11.-С.23-36.

123. Хасанов М.М., Карачурин Н.Т., Галеев P.M. Программно-методическое обеспечение мониторинга процессов разработки //Нефтяное хозяйство,-2000.-№10.- С.78-80.

124. Чаронов В.Я., Добрынин СЛ., Чиганова Н.И., Новиков Я.М., Новиков С.Я. Оптимизация электрической мощности путь к снижению энергозатрат нефтегазодобывающих комплексов // Нефтяное хозяйство.- 2000.- №1.- С. 12-14.

125. Чаронов В.Я., Скворцов А.П., Эскин Н.А., Луконин М.И., Генин B.C., Кирюшин В.В., Ковшов В.Д. Эксплуатация системы телекоммуникаций работы нефтяных качалок с ЛЭП 6(10) кВ в качестве физических линий связи //Нефтяное хозяйство.- 1998.- №7.-С.70-74.

126. Черчмен У., Акоф Р., Арноф Л. Введение в исследование операций. М. :Наука, 1968.-486с.

127. Шелковников Е.А. Анализ причин аварий на скважинах, оборудованных УЭЦН //Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2000.-№3.- С. 10-12.

128. Шестаков Н.В., Ефитов ГЛ. Специализированные прикладные компьютерные системы и комплексы как инструмент снижения затрат в нефтепереработке //Нефтяное хозяйство. -1998.- №8. -С.122-123.

129. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдаванов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов.-М. :Недра, 1992,-251 с.

130. Шуремов Е. Опыт внедрения комплексной информационной системы "Галактика" в нефтяной компании "Юкос" //Нефтяное хозяйство.-1999,-№5.- С.55-57.

131. Kaufmann A. Methodes et modeles de la recherche operationnelle. DUNOD, Paris, 1962 / Кофман А. Методы и модели исследования операций.- М.: Издательство «МИР», 1966.-524с.

132. Swingler К., Applying Neural Networks, A Practical Guide// Academic Press, 1996.