автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Совершенствование методов анализа процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла

На правах рукописи

Портнягин Алексей Леонидович

I

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ АНАЛИЗА ПРОЦЕССОВ РЕМОНТНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИННЫХ СИСТЕМ НЕФТЕПРОМЫСЛА

Специальность 05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2005

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" на кафедре "Техническая кибернетика".

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Соловьев Илья Георгиевич Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Кицис Станислав Ильич - кандидат технических наук, доцент Козодоев Леонид Васильевич Ведущая организация - ОАО "Гипротюменнефтегаз", г.Тюмень

Защита состоится

"Ж" иолЦлгт г. в

часов на заседании

диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г.Тюмень, ул.Мельникайте, 72.

Автореферат разослан

Ученый секретарь

диссертационного совета С.И. Челомбитко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири эксплуатируются преимущественно механизированным способом, причем основная доля добываемой нефти приходится на погружные установки центробежных электронасосов (УЭЦН). Так, по опубликованным данным на 2000 год, до 60% нефти в России и до 70% } нефти в Западной Сибири добыто с использованием УЭЦН. В частности, для месторождений ТПП "Урайнефтегаз"- 55% (2000 г.), ОАО "Самотлорнефтегаз" - 70% (2001 г.), ОАО "ТНК-Нижневартовск" - 91,9% (2003 г.).

Очевидно, что вследствие простоя нефтедобывающих скважин предприятие несет значительные убытки, равно, как и при выделении лишних ремонтных ресурсов.

Таким образом, для получения максимальной прибыли от добычи нефти требуется расчет оптимальных ресурсов ремонтных служб, включая объемы запасного оборудования. Кроме того, при ограниченных ресурсах необходимо обоснование схемы приоритетного обслуживания скважин месторождения.

Существующие методы и модели анализа процессов ремонтно-технического обслуживания (РТО) скважинных систем нефтепромысла, в ч частности, опубликованные в работах Хачатурова В.Р. и Овчарова Л.А., не соответствуют современному уровню информационной обеспеченности нефтегазодобывающих предприятий. Обозначенные подходы используют среднюю наработку на отказ погружного оборудования, среднее время ремонта, причем без разделения процесса на спуско-подьемные операции и ремонтно-восстановительные работы на базе производственного обслуживания

Учет информации о параметрах каждой скважины, погружной установки, состоянии бригад и линий по ремонту оборудования, текущих запасов склада позволит с большей то значения

(БПО).

характеристик эффективности организации системы РТО, следовательно, принимать наиболее верные решения при планировании и оперативном управлении ресурсами ремонтных служб.

Цель работы. Совершенствование методов анализа и разработка моделей процессов РТО нефтепромыслового оборудования на основе детального учета информации об эксплуатационных характеристиках скважинных систем и ресурсов ремонтных служб.

Основные задачи исследования.

1. Выявление проблемных вопросов планирования и регулирования процессов РТО скважин с УЭЦН.

2. Определение структурных схем ремонта погружного оборудования эксплуатационного фонда нефтяных скважин и базовых переменных состояния процессов РТО.

3. Разработка аналитических моделей процессов РТО механизированного фонда скважин, оборудованных УЭЦН.

4. Планирование ремонтных ресурсов системы обслуживания скважин с УЭЦН.

5. Имитационное моделирование процессов обслуживания и ремонта скважин, оборудованных УЭЦН, на основе прогноза динамики освоения остаточного ресурса погружного оборудования и времени работы ремонтных подразделений.

Методы решения задач. Поставленные задачи решаются методами теории массового обслуживания, динамики средних и имитационного моделирования.

Научная новизна работы. 1. В развитие метода динамики средних разработаны новые аналитические модели процессов РТО механизированного фонда скважин, отличающиеся детальностью учета информации о функциональной надежности групп

изделий, комплектующих блоков УЭЦН, условиях эксплуатации и видах отказов.

2. Разработана оригинальная имитационная модель и технология комплексного вычислительного анализа процессов РТО для скважин с УЭЦН на основе объединения созданной информационной модели предметной области и метода факторного прогнозирования остаточных ресурсов каждой единицы оборудования, ремонтных бригад и линий.

Практическая ценность работы. Разработанные модели и методы анализа процессов РТО, рассмотренные на их основе примеры ресурсного регулирования позволяют с необходимой на практике детальностью планировать объемы запасов различных по надежности групп изделий и комплектующих УЭЦН с определением оптимальной производительности ремонтно-восстановительных стадий. Рассмотренные в примерах критерии рационального регулирования сочетают показатели доходности нефтедобычи с капитальными и эксплуатационными затратами на организацию и ресурсное обеспечение ремонтно-технических служб нефтепромыслов.

Вычислительные технологии и модели прогнозирования ресурсных характеристик работающего оборудования, рабочего времени ремонтных бригад и линий в условиях действующих факторов эксплуатации создают основу для реализации функций оперативного управления ремонтно-восстановительными процессами в рамках действующих корпоративных информационных систем нефтепромыслов.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях: межвузовской студенческой научной конференции "Нефть: наука, экология и экономика" (Альметьевск, 2001 г.); межвузовской научно-методической конференции "Межсессионный контроль и качество обучения" (Тюмень, 2001 г.); Всероссийской научно-технической конференции "Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе" (Тюмень, 2001 г.); научно-технической конференции,

посвященной 90-летню со дня рождения В.И. Муравленко "Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки" (Тюмень, 2002 г.); научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов" (Астрахань, 2002 г.); областной научно-методической конференции "Роль информационных технологий в обучении: проблемы, перспективы, решения" (Тюмень, 2003 г.); международной научно-технической конференции "Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и энергетике" (Тюмень, 2003 г.); международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Индустриального института) "Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, 2003 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в числе которых 5 статей и 8 тезисов докладов на научно-технических конференциях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, заключения, списка использованных источников, включающего 114 наименований и 1 приложения. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 39 рисунков и 10 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность исследований, определены цели и задачи диссертации, сформулированы положения о научной новизне и практической ценности работы.

В первом разделе проведен анализ состояния вопросов в области задач планирования и управления РТО скважинных систем нефтепромыслов.

Эффективность эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является предметом многочисленных исследований. Среди "советских" ученых можно

отметить работы Филиппова В.Н. о надежности УЭЦН на этапах конструирования, изготовления, эксплуатации, ремонта, а также при реализации определенной технической политики потребителя. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов рассматривались в работах Хохлова В.К. Результаты исследований Ляпкова П.Д. лежат в основе современных программ по подбору погружного оборудования к скважине. Широко известными являются работы Богданова A.A., посвященные расчету и конструкции УЭЦН. Следует выделить работы Мищенко И.Т., направленные на исследование процессов нефтедобычи.

В настоящее время многие авторы занимаются восстановлением моделей ресурсов погружных установок путем определения степени влияния конструктивных и эксплуатационных факторов на продолжительность безотказной работы УЭЦН. В частности, интересные результаты опубликованы в работе Генералова И.В., где разработана математическая модель наработки УЭЦН на отказ для Самотлорского месторождения.

В области гидродинамических и диагностических исследований скважин достаточно интересными являются работы специалистов компании "СИАМ".

На сегодняшний день основные направления анализа эффективности эксплуатации скважин связаны с теорией надежности. Известные результаты в этом направлении получены и опубликованы Пчелинцевым Ю.В., Кучумовым Р.Я., Сушковым В.В. В подобных работах определяется вероятностная модель отказов погружного оборудования, и полученная информация используется для планирования межремонтного периода. Такое направление исследований оказывается более содержательным, если в технологии процесса нефтедобычи предусмотрены планово-предупредительные ремонты. В этом случае используется критерий эффективности, формируемый затратами на профилактические ремонты и потерями от аварий.

На практике система планово-предупредительных ремонтов, применительно к скважинам с УЭЦН, не приживается по причине

значительных затрат на спускоподьемные операции, сравнимых со стоимостью погружного оборудования. Имеют место случаи изъятия оборудования из скважины до отказа, как правило, в случае проявления аномального режима работы установки сразу после запуска. Подобная ситуация рассматривается скорее как исключение из правила.

По причине отсутствия профилактических ремонтов аналитическая мощность методов теории надежности ограничена при исследовании эффективности организации обслуживания скважин с УЭЦН. Эти методы отделены от вопросов планирования и управления производственными процессами, где требуется определять такие параметры, как число бригад подземного ремонта скважин, объемы склада, требуемая пропускная способность БПО, процент обновления нефтедобывающего оборудования. Для оценки эффективности планирования следует знать время простоя скважин, очереди на ремонт, простои ремонтных бригад и линий на БПО. Кроме этого, в методы теории надежности плохо вписывается технология приоритетного обслуживания и т.д.

Вопросы планирования ресурсов РТО осложняются фактором стохастичности отказов погружного нефтедобывающего оборудования, а также политикой некоторых нефтяных компаний, направленной на ликвидацию "неработающих" материальных средств, что приводит к отсутствию запасных УЭЦН на складе и, соответственно, дополнительному времени простоя скважин вследствие ожидания ремонта.

Изучение существующих подходов к планированию и управлению РТО скважинных систем показало, что в процессе принятия решений используются далеко не все данные, собираемые в современных информационных промысловых системах предприятий.

Второй раздел посвящен исследованию процессов РТО скважинных систем с УЭЦН методами теории массового обслуживания. Данные методы

нашли отражение в работах Хачатурова В.Р. при проектировании системы обслуживания нефтепромысла.

В отличие от рассматриваемой в работе Хачатурова В.Р. одностадийной схемы ремонта скважин с УЭЦН (размерность системы решающих уравнений ЛМ-А/+1, где N - число скважин, М - число запасных погружных установок), в диссертации разработана вероятностная модель состояний системы обслуживания, учитывающая две стадии ремонта погружного оборудования. Первая - это спуско-подъемные операции, проводимые бригадами подземного ремонта скважин (ПРС), и вторая - это ремонтно-восстановительные работы на линиях БПО.

Следует признать, что трудоемкость анализа полученной модели расчета вероятностей состояний системы при двухстадийной схеме обслуживания размерностью {Ы+М+1 )(И+М+2)12 несоизмеримо возрастает в сравнении с повышением точности исходных данных.

Более практичным оказалось развитие метода теории массового обслуживания в сторону детального учета информации о различной

интенсивности отказов эксплуатационного оборудования А,, / = 1,7? при делении всего фонда скважин и погружных установок на группы. Использование данной информации предполагает повышение точности расчетов основных характеристик РТО скважинных систем нефтепромысла и позволяет анализировать приоритетную схему обслуживания.

В основе нового подхода лежит идея распараллеливания анализа по группам с параметрами <Л,,> при ограничениях на мощности единой л

ремонтной службы < ^, где ц - интенсивность обслуживания; Ь -

1=1

число ремонтно-восстановительных линий.

Для оценки эффективности организации РТО скважинных систем нефтепромысла разработан показатель 7, который учитывает прибыль от

добычи нефти, расходы на ремонтные службы и закупку нового оборудования, следующего вида:

J = ciNpat ~ ciL ~ сгМ - c^L^ - с5 (N - N^ ) -> max, (1)

где Npas - среднее число работающих скважин;

Lpa6 - среднее число занятых ремонтно-восстановительных линий; с\ - стоимость нефти;

с2 - размер капитальных затрат на ввод ремонтной линии; с3 - стоимость новой УЭЦН;

с4 - размер эксплуатационных затрат при ремонте УЭЦН на линии; с5 - размер "штрафа" за нарушение режима эксплуатации месторождения. При этом учитывается отрицательное влияние простаивающих скважин на режим эксплуатации месторождения, отдельно выделены эксплуатационные и капитальные затраты на ремонтные службы.

На рис. 1 показана зависимость показателя эффективности J от назначенных приоритетов обслуживания для трех групп оборудования. Назначение приоритетов выражено в выделении ремонтных ресурсов Lr

3

( £ ¿г = L ) для обслуживания r-ой группы оборудования.

г=1

Рис. 1. Зависимость показателя J от приоритетов в обслуживании

и

Пример расчета выполнен при следующих условиях. Рассматривались три группы скважин численностью АГ|=АГ2=Агз=Ю0 с долевым содержанием нефти в добываемой продукции Д(1=0,1; /?я2=0.5; Д,3=1,0. За каждой группой скважин закреплена соответствующая группа погружного оборудования со средней наработкой на отказ 7^1=100 сут., 7^62=150 сут., 7^^=200 сут. и средним временем ремонта на БПО Трем 1=Тр<,м2=Трем3=7 сут. Общее число ремонтных линий ¿=13, число запасного оборудования М\=Мг=Му=5.

Максимальное значение показателя эффективности организации ремонта 7=15,25 наблюдается при следующем распределении ремонтных ресурсов между группами: ¿,=4, Ь2=5 и 13=4, которое отличается от равноприоритетного (¿!=6, ¿2=4 и Ьъ=Ъ).

Таким образом, на основе методов теории массового обслуживания получены аналитические модели системы РТО механизированного фонда скважин, учитывающие две стадии ремонта и разнотипность используемого оборудования, что позволяет исследовать приоритетную схему обслуживания.

В третьем разделе приводится развитие аналитических схем исследования процессов РТО на основе метода динамики средних. Применительно к задачам нефтедобывающих производств данный подход рассматривался в работах Овчарова Л.А.

Метод динамики средних выгодно отличается от методов теории массового обслуживания в случае, когда число возможных состояний системы слишком велико. Идея метода состоит в том, чтобы составлять и решать уравнения непосредственно для интересующих нас средних характеристик, минуя вероятности состояний.

В отличие от "классического" подхода, апеллирующего осредненными параметрами интенсивности отказов по всем эксплуатируемым УЭЦН, в данном разделе развиваются более точные методы анализа, учитывающие детальную информацию о свойствах изделий и условиях их эксплуатации в конкретных скважинах месторождения.

Следует отметить, что метод динамики средних позволяет рассчитать оптимальный баланс ресурсов РТО нефтепромысла, т.е. когда производительность ремонтных служб и объемы склада в точности соответствуют потребностям эксплуатационного фонда скважин.

В работе получены расчетные выражения для средних численностей состояний системы РТО нефтепромысла. В частности, при исследовании системы с одной стадией ремонта выражения для линейной зоны имеют вид:

_ N+М _¥{И+М) X

т\~~-тъ =—--ь Ь, у/= —, (2)

1 + у 1 + У И

где тх - среднее число исправных УЭЦН, включая склад;

т3 - среднее число УЭЦН в стадии ремонта на БПО, включая очередь.

Общепринятые характеристики системы обслуживания скважин

вычисляются, исходя из полученных значений т,, /=1,3. Например, среднее

\Ы при т. 2 ЛГ, число работающих скважин N^ = ^

[»я, при щ < N.

Оптимальный баланс ресурсов наблюдается при = М^ = уМ. (3) Применительно к двухстадийной схеме обслуживания (ПРС и БПО) расчетные выражения средних численностей состояний погружного оборудования в линейной зоне принимают вид:

т\~~.-<п —тг, т2=--ьу, Щ=~-<¿,(4)

\ + у/х+у/г 1 + ^,+Гг 1 + ^1+^2

где тг - среднее число УЭЦН в стадии ПРС, включая очередь; число бригад ПРС; у/, = XIЦ,, / = 1,2; И\ - интенсивность обслуживания бригадой ПРС; Иг - интенсивность ремонта на линии БПО. При этом оптимальный баланс ресурсов наблюдается при

1 + \ + у/х

Как правило, на практике учет материально-технических ресурсов (центробежного насоса, погружного электродвигателя и силового кабеля) ведется раздельно. Причем, в процессе анализа причин отказа разделение становится более детальным. Тем не менее, основные причины отказов УЭЦН можно сгруппировать по трем вышеуказанным составляющим. Отказ установки по причине разгерметизации гидрозащиты, по мнению автора, представляется возможным отнести к выходу из строя погружного электродвигателя.

Отличительной особенностью вышеизложенного является то, что состояния ПРС и ремонта на БПО имеют более детальную структуру представления. Все изделия, вышедшие из строя, предлагается разбить на две группы, связанные с последствиями выхода из строя:

• скважины с отказом УЭЦН без осложнений;

• скважины, отказ которых сопровождается разрывом целостности погружной установки, такие отказы именуются в технической литературе "полетами" и по ситуациям "полета" ведется строгий учет.

Такой учет не случаен, так как:

• изделие, участвующие в "полете" не подлежит ремонту и требует замены, но это не относится к кабелю, который вторично может использоваться;

• процедура ПРС усложняется и затягивается, оказывается более дорогостоящей.

Для анализа вышеозначенной ситуации необходимо учитывать обстоятельство, при котором составные элементы УЭЦН участвуют в основном и профилактическом ремонте. Если выход из строя произошел по причине отказа насоса, то он подвергается основному ремонту, а электродвигатель и силовой кабель - профилактическому.

Таким образом, анализ осуществляется по трем переменным: т3(1), т3(2) и /и3(3), где т3( 1) - количество центробежных насосов, участвующих в ремонте на БПО, причем /И31О) - в основном ремонте, т32(1) - в профилактическом;

аналогично т3(2) и ю3(3) применительно к электродвигателю и силовому кабелю соответственно.

Суммарная производительность полного цикла РТО определяется наименьшими скоростными характеристиками указанной распределенной группы изделий (да3(1), т3(2) или т3(3)).

Цикл ремонтных мероприятий заканчивается стадией "выходного" контроля собранных УЭЦН.

Отсутствие очередей на обслуживание и запасов склада обеспечивается следующим условием:

1 + а2у/2] +(\-а1)у/гг

1 +«2^21+0-«2^22

г (Л .-, «41(Д31 +«32Уз10') + (1 -«42(0=31 + «33 ) Уз2 О) дГ ~ч

опт \J ' < /4 \ ' V /

1 + а2^21 +(1-а2)^22

^ =----— N. и = 1,2,3,

1 + а2у/п + (1 - а.2)ц/22

где М{[) - запас составных блоков УЭЦН (насос, электродвигатель, кабель);

Щ) - число ремонтных линий для обслуживания составных блоков УЭЦН;

¿0 - число линий "выходного" контроля собранных УЭЦН;

= ^4+а2^21+(1-а2)^22+а2а41(аз1+«з2)^з1(1)+(1-а2а41(«31+аз2))^32(1);

Уг(2) = ^4+а2^21+(1-«2) ^22+а2«42(«з1+«зз) ^31(2)+(1-а2а42(а3,+а33)) ^зг(2);

^(3) = У4+ «2 ^21+( 1 -«2) ^22+ «43 Уз 1(3Ж1" «4з) Уз2(3У, ф, = X IЦ, \

/4 - интенсивность обслуживания соответствующей стадии ремонта; ак - коэффициенты, которые находятся посредством статистического анализа данных о причинах отказов составных блоков УЭЦН. Учитывая тот факт, что промысловые и технологические данные куда точнее характеризуют динамические показатели износа по каждой скважине и изделию, чем используемые выше средние характеристики, в диссертации предложена многоканальная модель процесса эксплуатации оборудования

скважинных систем с возможностью учета факторов надежности, присущих каждой отдельно взятой группе скважин.

В основе группового деления лежат показатели "производительности" и "нефтенасыщенности" газожидкостной смеси. Полагается, что между группами скважин и оборудования наблюдается устойчивое соответствие. Это позволяет раздельно анализировать и регулировать ресурсные характеристики системы РТО.

Из ранее выведенных отношений следует, что ресурсы и службы системы РТО будут точно сбалансированы, если выполнено

где г = {1... Я} - группа скважин; / = {1...«/} - номер месторождения.

В том случае, если имеющиеся ресурсы не достигают балансовых

уровней, т.е. существуют такие I,г, что 0(0 < б«™(0 и Ь(г) < Ьгмт{г), то обеспечить непрерывную работу всего фонда скважин не удается, однако, использование ресурсов может быть отрегулировано желаемым образом. Пусть Чн(г>0 - объемный суточный расход нефти, обеспечиваемый г-й группой скважин I -го месторождения, тогда задача максимизации нефтедобычи имеющимися ресурсами служб РТО может быть записана как экстремальная в виде

Приведенная экстремальная задача является типовой задачей линейного программирования, численные методы решения которых достаточно хорошо развиты.

В разделе приводится сравнительный анализ результатов расчета ресурсного обеспечения служб РТО для разного уровня информационной

(7)

= 1.яЛг>') щ(г,0 -> шах .

(8)

обеспеченности на примере 11111 "Урайнефтегаз" [Пустовалов М.Ф. // Нефтяное хозяйство 10/2000].

Так, для типовой схемы обслуживания с одной стадией ремонта назначены следующие исходные данные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин, оборудованных УЭЦН, составляет N=673. Средняя наработка на отказ УЭЦН 7^=330 сут., среднее время ремонтно-восстановительных операций Трем=7 сут. Средняя прибыль, полученная от добычи нефти из одной скважины, ci=4,38 млн.руб./год. Капитальные затраты на ввод в эксплуатацию одной ремонтной единицы с2=5 млн.руб. Стоимость новой УЭЦН с3=0,3 млн.руб. Эксплуатационные затраты на ремонт погружного оборудования с4=13,036 млн.руб./год. "Штраф" за нарушение режима разработки месторождения, вследствие простоя скважины с5=1 млн.руб.

Расчет оптимальных значений ресурсов ремонтных служб дал следующие результаты: LBnm-Monm=14,276. Очевидно, что назначение ремонтных ресурсов предполагает целые значения. При полной ресурсной обеспеченности (L=M= 15) показатель эффективности организации обслуживания 7=2,48 млрд.руб.

Учет двух стадий обслуживания (ПРС и БПО) требует дополнительного назначения таких исходных данных, как среднее время спуско-подьемных операций 1^=3 сут., ремонта на БПО Трем2=4 сут., капитальные затраты на ввод в эксплуатацию одной ремонтной линии с2=4 млн.руб., эксплуатационные затраты при функционировании линии БПО с4=4,563 млн.руб./год, капитальные затраты на обеспечение техническим оборудованием бригады ПРС с6= 1 млн.руб., стоимость ПРС ст=2,433 млн.руб./год.

В результате получаем требуемое число бригад ПРС Qonnf=6,063 и ремонтных линий БПО /,„„„=8,084. Оптимальное значение объема запасных УЭЦН уменьшилось по сравнению с расчетом на одну стадию ремонта и составляет Morm=8,084. Для выбранных целых значений (Q=7, L=M=9)

показатель эффективности 7=2,823 млрд.руб., который также отличается от предыдущего расчета.

В случае детального учета надежности составных блоков УЭЦН, получаем более подробные ответы. Требуемое число бригад ПРС £?0ИИ1=6,863,

линий по ремонту центробежных насосов ¿^,=3,109, погружных электродвигателей =3,815, силового кабеля 1^,= 2,402, стендов для испытания собранных установок =2,019. Рассчитанные объемы

запасного оборудования М™ = 4,673, М™ = 4,619, = 4,037. При

целых значениях ремонтных ресурсов показатель эффективности организации РТО 7=2,81 млрд.руб.

Учет того факта, что на месторождениях ТПП "Урайнефтегаз" используется оборудование различного исполнения и производителя, позволил рассчитать необходимые объемы запасных УЭЦН и число ремонтных линий для соответствующих групп, а также количество бригад ПРС для каждого месторождения. Так, при исследовании трех месторождений (Л^=379, А^=228, N3=66) и трех используемых типов погружного оборудования, закрепленных за соответствующими группами скважин, было вычислено, что оптимальные ресурсы ремонтных служб наблюдаются при количестве ремонтных линий и запасных УЭЦН обычного исполнения ¿06=^/^=4,145, износостойкого -£изн=М„н=3,23, импортного - ¿ИШ1=Л/ИШ1=0.367, бригад ПРС для каждого месторождения ()х=Ъ,291, £>2=3,342, £>3=0,919. Полученные значения, как и прежде, округляются до целых в большую сторону.

Кроме этого, появилась возможность рассчитать значения ремонтных ресурсов при использовании однотипного (обычного) оборудования во всех скважинах: Ь^М^Ю,656, £>,=3,644, £>2=5,572, £>3=1,439.

Рассмотренный пример иллюстрирует различную детальность ответов в расчетах ресурсов ремонтных служб при соответствующей информационной обеспеченности исходных данных.

Разработанные в разделе новые аналитические модели процессов РТО скважин с УЭЦН существенно уточняют особенности оптимальной организации РТО, учитывая расширенный синтез факторов по группам оборудования, условиям эксплуатации и функциональной надежности составных блоков УЭЦН.

Четвертый раздел посвящен разработке имитационных моделей процессов РТО эксплуатационного фонда скважин, оборудованных УЭЦН.

Широкое распространение информационных ресурсов, контрольно-измерительных средств, систем локальной автоматики, в том числе и в нефтяной промышленности, создало объективные предпосылки перехода к новым высокоинформативным технологиям управления на основе эксплуатационных моделей ресурса оборудования. Возможность регистрации и накопления в базах данных индивидуальной режимной информации о работе погружного оборудования требует создания адекватных схем анализа и управления с высокой "разрешающей способностью". Удачным, в этой связи, видится развитие методов имитационного моделирования.

Согласно принятой схеме РТО скважина может находиться в одном из следующих состояний: в работе; остановлена в ожидании подъема УЭЦН бригадой ПРС; в состоянии ремонта по подъему УЭЦН; "пустая" в ожидании спуска УЭЦН; в состоянии ремонта на стадии спуска УЭЦН.

Дальнейший цикл процесса РТО связывается с оборудованием, которое после подъема из скважины проходит следующие состояния: ожидание ремонта на БПО; ремонт на линиях БПО; отгрузка на склад и ожидание вывоза установки на месторождение. Этап анализа причин отказов и этап послеремонтных испытаний здесь явно не выделяются, а включаются условно в технологический цикл работы линий БПО.

Технология моделирования эволюции указанных дискретных состояний для каждой единицы оборудования и каждой скважины основана на введении непрерывных количественных моделей ресурса скважинных систем с УЭЦН -

г, (у, 0 е]0,1], соответствующих схем учета ресурсов времени работы бригад ПРС на стадии подъема УЭЦН - г3 (д, г) е [ОД], на стадии спуска - г5 (д, г) е [0,1] и стадии ремонта на линиях БПО л7(/,/) е [0,1].

В модели используется линейная квазистационарная схема расчета ресурса действующих скважин г, (у, г) = г, (у,(у)) + Л(у", г, (•))(/ - (у)) с уже освоенным начальным ресурсом г, (у,/„(у)) и скоростью эксплуатационного освоения ресурса Л(у',2,()). Параметр скорости освоения ресурса г, (-)) является функцией многих факторов, которые отнесены в вектор 2, (•).

По аналогичной схеме записываются модели учета ресурса времени на ремонтно-восстановительные процессы. Для стадии подъема отказавшего оборудования г3 (д, /) = г3 (<?,/„ (д)) + /¿3 (<7, г3 (•))(* - ¡н (д)), для стадии установки отремонтированной системы г$(д,1) = г} (<7,*„(<7))+^5(<7,25 (•))(;-гя(<у)), для стадии ремонта на линиях БПО г7 (/,/) = Г1 С» (0) + А? С. г7 (ОХ' ~(0) •

Для описания алгоритма моделирования дискретных состояний системы используется инструментарий языка реляционных баз данных. Суть моделирования в этом случае заключается в построении базовых отношений между доменами, к которым относятся:

• номера полного фонда УЭЦН для зоны обслуживания: /' е {1...и/};

• номера полного фонда эксплуатационных скважин, раздельно для каждого месторождения: у е {1... л/(/я)}, т е 1М ;

• номера бригад ПРС для каждого месторождения: ^ е {1... п()(т)}, т е 1М ;

• номера ремонтных линий на БПО: /е {1... пЦ .

Кроме этого, к доменам будем относить вычисляемые значения времен начала - ги и окончания работы - объектов, а также идентификатор вида

1 точка в аргументе означает любой из ранее используемых на этой позиции символов, либо непроявленную систему аргументов.

работы, проводимой бригадой ПРС: к е {0,3,5}, где к = 0 - бригада не задействована в ремонтных операциях, к = 3 - бригада осуществляет подъемные операции по извлечению оборудования из скважины, к = 5 -бригада производит спуск (монтаж) оборудования на скважине. Моделирование осуществляется на основе пересчета семи видов отношений.

Эффективное применение разработанных имитационных моделей видится в оперативном управлении материальными и ремонтно-техническими ресурсами нефтедобывающего предприятия при обслуживании механизированного фонда скважин с УЭЦН.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Определены важнейшие направления совершенствования моделей и методов анализа РТО, основанные на возможно большем учете информации о реальной структурной организации производств и контролируемых параметрах эксплуатации погружного оборудования.

2. На основе методов теории массового обслуживания получены новые расчетные схемы (модели) анализа процессов РТО скважин с УЭЦН, учитывающие две стадии ремонта, разнотипность используемого оборудования, приоритетное обслуживание, однако, данный механизм оказался неэффективным для решения задач оптимального планирования, вследствие избыточной детальности вероятностного описания при достаточно "грубых" исходных данных.

3. В развитие положений метода динамики средних получены оригинальные расчетные выражения, позволяющие учитывать детальную структуру многостадийной организации ремонтных производств, причины отказов погружного оборудования, факторы надежности, присущие отдельно взятым группам изделий, и различные условия эксплуатации в скважинах.

4. Разработана и программно реализована в классе реляционных структур данных оригинальная имитационная модель процессов РТО механизированного фонда скважин на основе применения расчетных схем прогнозирования остаточного ресурса погружного оборудования и времени работы ремонтных служб, которые эффективно объединяют данные информационной нефтепромысловой системы о режиме эксплуатации, конструктивных параметрах каждой скважины, нормативной надежности каждой единицы нефтепромыслового оборудования и функциональной надежности ремонтных служб и производств.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Портнягин А. Л. Методы оценки остаточного ресурса УЭЦН, учитывающие режим работы установки // Нефть: наука, экология и экономика: Матер, межвузовской студенческой научной конф. -Альметьевск: 2001. - С.88.

2. Портнягин А.Л. Изучение алгоритмов управления процессом добычи нефти на кусте скважин с УЭЦН на учебном стенде с применением современных технологий / А.Л. Портнягин, В.А. Ведерников // Межсессионный контроль и качество обучения: Матер, межвузовской научно-методической конф. - Тюмень: Издательство "Вектор Бук", 2001. -С.44-45.

3. Портнягин А.Л. Модель оценки остаточного ресурса УЭЦН, учитывающая доминирующие факторы эксплуатации / А.Л. Портнягин, И.Г. Соловьев // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Матер. Всероссийской научно-технической конф. - Тюмень: Издательство "Вектор Бук", 2001. - С.91-92.

4. Соловьев И.Г. Имитационное моделирование процессов ремонтно-технического обслуживания эксплуатационных скважинных систем / И.Г. Соловьев, А.Л. Портнягин И Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Матер, научно-технической конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - С.209.

5. Портнягин А.Л. Разработка имитационной модели ремонтно-технического обслуживания / А.Л. Портнягин, И.Г. Соловьев // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов: Матер, научно-практической конф. студентов, аспирантов и научных работников. - Астрахань: Изд-во АГПУ, 2002. - С.117-118.

6. Портнягин А.Л. Модель оценки остаточного ресурса погружного оборудования 1 А.Л. Портнягин, И.Г. Соловьев // Вестник кибернетики. -Тюмень: ИПОС СО РАН, 2002, вып. 1. - С. 103-108.

7. Портнягин А.Л. Программный комплекс имитационного моделирования и анализа эффективности системы ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромыслов / А.Л. Портнягин, Е.В. Власов // Роль информационных технологий в обучении: проблемы, перспективы, решения: Матер, областной научно-методической конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С.99-101.

8. Портнягин А.Л. Задачи оптимального обслуживания нефтепромыслового оборудования на основе имитационного моделирования // Новые информационные технологии в нефтегазовой промышленности и энергетике: Матер, международной научно-технической конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 100-101.

9. Портнягин А.Л. Расчет балансовой нагрузки процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтедобычи / А.Л. Портнягин, И.Г. Соловьев // Нефть и газ Западной Сибири: Матер, междунар. научно-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - Т2. - С.73-74.

10. Портнягин А.Л. Вопросы имитационного моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин // Вестник кибернетики. - Тюмень: ИПОС СО РАН, 2003, вып.2. - С. 157164.

11. Соловьев И.Г. Вычислительная технология моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем / И.Г. Соловьев, А.Л. Портнягин // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2004, №3. -С.30-38.

12. Портнягин А.Л. Сравнительный анализ моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин / А.Л. Портнягин, В.В. Полозков // Вестник кибернетики. - Тюмень: ИПОС СО РАН, 2004, вып.3. - С. 128-135.

13. Соловьев И.Г. Расчет эксплуатационных параметров системы обслуживания глубинных насосов нефтепромысла методом средних / И.Г. Соловьев, А.Л. Портнягин // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2005, №2. - С.34-41.

«

к

Подписано к печати ¿^ ^ Заказ

Формат 60x84 '/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. №1 Уч. - изд. л/гуО Усл. печ. л. Тираж fPP экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального

образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Ткомень, ул. Киевская, 52

1И9 70 Т

РНБ Русский фонд

2006-4 16828

• УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА РЕМОНТНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИННЫХ СИСТЕМ НЕФТЕПРОМЫСЛА.

1.1. Понятие ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла.

1.2. Существующие методы исследования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин.

1.3. Перспективные направления в области исследования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла.

1.4. Выводы по разделу.

2. АНАЛИЗ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РЕМОНТНО-ТЕХНИЧЕСКИХ СЛУЖБ НЕФТЕПРОМЫСЛА МЕТОДАМИ

ТЕОРИИ МАССОВОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ.

• 2.1. Типовая постановка и техника анализа.

2.2. Развитие методов теории массового обслуживания на две стадии ремонта.

2.3. Методы повышения точности расчета параметров системы ремонтно-технического обслуживания.

2.4. Выводы по разделу.

3. ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ АНАЛИЗА СИСТЕМЫ ОБСЛУЖИВАНИЯ НА ОСНОВЕ РАЗВИТИЯ МЕТОДА

• ДИНАМИКИ СРЕДНИХ.

3.1. Типовая схема расчета с одной стадией ремонта.

3.2. Расчет параметров системы обслуживания с двумя стадиями ремонта.

3.3. Детальный учет надежности комплектов УЭЦН.

3.4. Учет разнотипного нефтедобывающего оборудования в схеме обслуживания.

3.5. Выводы по разделу.

4. ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РЕМОНТНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН.

4.1. Имитационное моделирование процессов типовой схемы обслуживания с двумя стадиями ремонта.

4.2. Выводы по разделу.

В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири эксплуатируются преимущественно механизированным способом, причем основная доля добываемой нефти приходится на погружные установки центробежных электронасосов (УЭЦН). Так, по опубликованным данным [21,61,82,110] на 2000 год, до 60% нефти в России и до 70% нефти в Западной Сибири добыто с использованием УЭЦН. В частности, для месторождений ТИП "Урайнефтегаз" - 55% (2000 г.), ОАО "Самотлорнефтегаз" - 70% (2001 г.), ОАО "ТНК-Нижневартовск" - 91,9% (2003 г.).

Очевидно, что вследствие простоя нефтедобывающих скважин предприятие несет значительные убытки, равно, как и при выделении лишних ремонтных ресурсов.

Таким образом, для получения максимальной прибыли от добычи нефти требуется расчет оптимальных ресурсов ремонтных служб, включая объемы запасного оборудования. Кроме того, при ограниченных ресурсах необходимо обоснование схемы приоритетного обслуживания скважин месторождения.

Существующие методы и модели анализа процессов ремонтно-технического обслуживания (РТО) скважинных систем нефтепромысла, в частности, опубликованные в работах Хачатурова В.Р. и Овчарова Л.А., не соответствуют современному уровню информационной обеспеченности нефтегазодобывающих предприятий. Обозначенные подходы используют среднюю наработку на отказ погружного оборудования, среднее время ремонта, причем без разделения процесса на спуско-подъемные операции и ремонтно-восстановительные работы на базе производственного обслуживания (БПО).

Учет информации о параметрах каждой скважины, погружной установки, состоянии бригад и линий по ремонту оборудования, текущих запасов склада позволит с большей точностью определять значения характеристик эффективности организации системы РТО, следовательно, принимать наиболее верные решения при планировании и оперативном управлении ресурсами ремонтных служб.

Цель работы заключается в совершенствовании методов анализа и разработке моделей процессов РТО нефтепромыслового оборудования на основе детального учета информации об эксплуатационных характеристиках скважинных систем и ресурсов ремонтных служб.

В процессе достижения поставленной цели решаются следующие задачи.

1. Выявление проблемных вопросов планирования и регулирования процессов РТО скважин с УЭЦН.

2. Определение структурных схем ремонта погружного оборудования эксплуатационного фонда нефтяных скважин и базовых переменных состояния процессов РТО.

3. Разработка аналитических моделей процессов РТО механизированного фонда скважин, оборудованных УЭЦН.

4. Планирование ремонтных ресурсов системы обслуживания скважин с УЭЦН.

5. Имитационное моделирование процессов обслуживания и ремонта скважин, оборудованных УЭЦН, на основе прогноза динамики освоения остаточного ресурса погружного оборудования и времени работы ремонтных подразделений.

Поставленные задачи решаются методами теории массового обслуживания, динамики средних и имитационного моделирования.

Научная новизна представленной работы сформулирована в следующих положениях.

1. В развитие метода динамики средних разработаны новые аналитические модели процессов РТО механизированного фонда скважин, отличающиеся детальностью учета информации о функциональной надежности групп изделий, комплектующих блоков УЭЦН, условиях эксплуатации и видах отказов.

2. Разработана оригинальная имитационная модель и технология комплексного вычислительного анализа процессов РТО для скважин с УЭЦН на основе объединения созданной информационной модели предметной области и метода факторного прогнозирования остаточных ресурсов каждой единицы оборудования, ремонтных бригад и линий.

Разработанные модели и методы анализа процессов РТО, рассмотренные на их основе примеры ресурсного регулирования, позволяют с необходимой на практике детальностью планировать объемы запасов различных по надежности групп изделий и комплектующих УЭЦН с определением оптимальной производительности ремонтно-восстановительных стадий. Рассмотренные в примерах критерии рационального регулирования сочетают показатели доходности нефтедобычи с капитальными и эксплуатационными затратами на организацию и ресурсное обеспечение ремонтно-технических служб нефтепромыслов.

Вычислительные технологии и модели прогнозирования ресурсных характеристик работающего оборудования, рабочего времени ремонтных бригад и линий в условиях действующих факторов эксплуатации создают основу для реализации функций оперативного управления ремонтно-восстановительными процессами в рамках действующих корпоративных информационных систем нефтепромыслов.

4.2. Выводы по разделу

На основании введения расчетных схем факторного прогноза наработки на отказ погружного оборудования (п), времени работы бригад ПРС (г3 и г5) и линий БПО (г7) удалось построить и программно реализовать модель состояния ресурсного обеспечения нефтедобывающих производств (в части РТО скважин с УЭЦН) путем возможно полного учета характеристик надежности и условий эксплуатации в скважине каждой единицы оборудования, состояний бригад и линий ремонта.

В случае изменения динамики расхода остаточного ресурса и (или) факторного поля данных г7) на периоде ремонтных циклов предложенная технология имитационного анализа может быть использована в реальном времени как информационно-аналитическое средство оперативного регулирования производствами РТО скважин, оборудованных УЭЦН.

120

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе рассмотрены вопросы эффективной организации процессов ремонтно-технического обслуживания скважин, оборудованных УЭЦН.

В ходе исследования применены подходы к анализу системы обслуживания нефтепромысла, в основе которых лежат методы теории массового обслуживания, динамики средних и имитационного моделирования.

Определены важнейшие направления совершенствования моделей и методов анализа РТО, основанные на возможно большем учете информации о реальной структурной организации производств и контролируемых параметрах эксплуатации погружного оборудования.

На основе методов теории массового обслуживания получены новые расчетные схемы (модели) анализа процессов РТО скважин с УЭЦН, учитывающие две стадии ремонта, разнотипность используемого оборудования, приоритетное обслуживание.

Следует признать, что данный механизм оказался неэффективным для решения задач оптимального планирования, вследствие избыточной детальности вероятностного описания при достаточно "грубых" исходных данных.

В развитие положений метода динамики средних получены оригинальные расчетные выражения, позволяющие учитывать детальную структуру многостадийной организации ремонтных производств, причины отказов погружного оборудования, факторы надежности, присущие отдельно взятым группам изделий, и различные условия эксплуатации в скважинах.

Бесспорным преимуществом метода динамики средних является возможность расчета оптимального баланса ресурсов ремонтно-технического обслуживания нефтепромысла, т.е. соответствие производительности ремонтных служб и объемов склада потребностям эксплуатационного фонда скважин.

Разработана и программно реализована в классе реляционных структур данных оригинальная имитационная модель процессов РТО механизированного фонда скважин на основе применения расчетных схем прогнозирования остаточного ресурса погружного оборудования и времени работы ремонтных служб, которые эффективно объединяют данные информационной нефтепромысловой системы о режиме эксплуатации, конструктивных параметрах каждой скважины, нормативной надежности каждой единицы нефтепромыслового оборудования и функциональной надежности ремонтных служб и производств.

1. Абрамов О.В., Розенбаум А.Н. Прогнозирование состояния технических систем. М.: Наука, 1990. - 126 с.

2. Аврамчук Е.Ф., Вавилов A.A. и др. Технология системного моделирования. М.: Машиностроение; Берлин: Техник, 1988. - 520 с.

3. Ахмадуллин Э.А. Прогноз МРП работы УЭЦН действующего фонда скважин в условиях проведения интенсификации добычи нефти и ГРП // Нефтепромысловое дело. 2002. - №7, с.38-41.

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

5. Байков И.Р., Смородов Е.А. и др. Анализ временных рядов как метод прогнозирования и диагностики в нефтедобыче // Нефтяное хозяйство. — 2002.-№2, с.71-74.

6. Байков И.Р., Смородов Е.А. и др. Применение методов теории самоорганизации в диагностике технического состояния механизмов // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. 2000. -№1-2, с.96-100.

7. Байков И.Р., Смородов Е.А. и др. Уточнение прогнозов аварийных отказов технологического оборудования методами теории нечетких множеств // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. 2000. - №7-8, с. 17-22.

8. Балыбердин В.А. Методы анализа мультипрограммных систем / Под ред. С.Д. Пашкеева. М.: Радио и связь, 1982. - 152 с.

9. Банди Б. Методы оптимизации. Вводный курс: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1988. - 128 с.

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

11. Барзилович Е.Ю. Некоторые случаи профилактического обслуживания систем с резервированием. М.: Энергия, 1964.

12. Бахвалов Л.А., Микулич Л.И. Компьютерное моделирование: основные тенденции развития инструментальных средств // Труды Института. Том II. М.: Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН, 1999.

13. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти: М.: Недра, 1968. - 272 с.

14. Богданофф Дж., Козин Ф. Вероятностные модели накопления повреждений: Пер. с англ. М.: Мир, 1989. - 344 с.

15. Вавилов A.A., Имаев Д.Х. и др. Имитационное моделирование производственных систем. М.: Машиностроение; Берлин: Ферлаг Техник, 1983.

16. Вентцель Е.С. Исследование операций. М.: "Советское радио", 1972,— 552 с.

17. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство. 2002. - №4, с.62-64.

18. Гайсин М.Ф. Анализ надежности работы электроузлов УЭЦН в ТПП "Урайнефтегаз" ООО "Лукойл-Западная Сибирь" // Нефтяное хозяйство. -2002.-№2, с.76-79.

19. Галлямов М.Н., Исакович Р.Я. и др. Повышение эффективности планово-предупредительного ремонта нефтепромыслового оборудования.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-45 с.

20. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н. и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хозяйство.2002.-№2, с.62-64.

21. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н. и др. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2001. - №10, с.72-73.

22. Гореленков С.Л. Управление основными фондами: от планирования ремонтов к повышению эффективности // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с.51-57.

23. Грехов И.В. Борьба с факторами отрицательно влияющими на работу УЭЦН // Праздник поколений: Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. ЮКОС, 2001.

24. Григорьев Ю.А., Ревунков Г.И. Банки данных. М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002.

25. Дарищев В.И., Ивановский В.Н. и др. Комплекс работ по исследованию и снижению частоты самопроизвольных расчленений (РС-отказов) скважинных насосных установок. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 84 с.

26. Двинин A.A., Ерка Б.А. и др. Способ регулирования подачи электроцентробежных скважинных насосов // Нефтепромысловое дело.2003.-№10, с.33-35.

27. Джавадян A.A. Единая методика определения межремонтного периода работы скважин механизированного и фонтанного фонда. Миннефтепром, 1978. 6 с.

28. Динер И.Я. О некоторых направлениях развития исследования операций. "Морской сборник", 1970.-№1.

29. Дроздов А.Н. Технологии эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях // Нефтяное хозяйство. 2003. - №6, с.86-89.

30. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М: Наука, 2000. - 414 с.

31. Измаилов И.О., Нассонов Ю.В. и др. Автоматизированная система планирования и учета результатов ремонтов скважин. // Нефтяное хозяйство. 2002. -№10, с. 120-121.

32. Инюшин Н., Валеев А. и др. Надежность погружного оборудования в условиях эксплуатации ООО "ЛУКОЙЛ Западная Сибирь" // Технологии ТЭК. - 2004. - №6, с.51-55.

33. Исмаков P.A., Смородов E.A. и др. Оптимизация сроков проведения ремонта подземного оборудования // Нефтяное хозяйство. 2001. - №2, с.60-63.

34. Казанский Д. АСУ ТТ1 для нефтедобывающего предприятия // Современные технологии автоматизации. 2001. - №2, с.32-33.

35. Картавых Т. Первый Российский Форум по системам оперативного управления производством (MES): итоги и перспективы // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с. 12-17.

36. Кельтон В., Лоу А. Имитационное моделирование. Классика CS. 3-е изд. СПб.: Питер; Киев: Издательская группа BHV, 2004. - 847 с.

37. Коломацкий В.Н., Зазовский Ф.Я. Пути повышения эффективности ремонтных служб в Миннефтепроме // РНТС. Сер. организация и управление нефтяной промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ. — 1983. — №2, с.12-16.

38. Комаров B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования // Нефтяное хозяйство. 2002. - №9, с.77-80.

39. Комелин А. Автоматизированная система управления стендами тестирования погружного электрооборудования // Современные технологии автоматизации. 2004. - №3, с. 16-23.

40. Коровин С.Я. Николаевский А.Л. "Альфа-ЦИТС" автоматизация работы центральной инженерно-технологической службы нефтегазодобывающего управления // Нефтяное хозяйство. - 2001. -№10, с.64-66.

41. Коровин С.Я., Артамонов P.A. и др. Информационная нефтепромысловая система нефтегазодобывающей компании // Нефтяное хозяйство. 2002. - №8, с.113-118.

42. Котов В.А., Гарифуллин И.Ш. и др. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН // Нефтяное хозяйство. -2001.-№4, с.58-62.

43. Краснослободцев Н.И. Анализ работы электропогружного оборудования на промыслах нефтедобычи ОАО "Томскнефть" ВНК и причины преждевременных отказов // Праздник поколений: Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. ЮКОС, 2001.

44. Кубарев А.И. Надежность в машиностроении. М.: Издательство стандартов, 1989. - 224 с.

45. Кудрявцев Е.М. Исследование операций в задачах, алгоритмах и программах. М.: Радио и связь, 1984. - 184 с.

46. Кудрявцев И.А., Кузнецов Н.П. и др. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. -2002.-№6, с.62-64.

47. Кузнецов М.В., Вавилов A.JI. Организация оперативного учета оборудования УЭЦН на базе производственного обслуживания ЭПУ // Праздник поколений: Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. ЮКОС, 2001.

48. Куряев C.B. Анализ изменения наработки оптимизированных скважин, оборудованных УЭЦН // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2001. -№7, с.11-14.

49. Куцевич H.A. Диагностические системы, системы управления производственными фондами, системы управления предприятием -синергетический эффект // Мир компьютерной автоматизации 2004. -№4, с.26-29.

50. Кучумов P.P. Обеспечение эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - 260 с.

51. Кучумов Р.Я., Булгаков P.P. Методика управления надежностью нефтегазопромыслового оборудования по данным эксплуатации скважин. — М.: ВНИИОЭНГ, Сер. "Нефтепромысловое дело", 1992 — 70 с.

52. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем. / Под редакцией профессора Р.Я. Кучумова -Тюмень: Издательство "Вектор Бук", 1999.- 135 с.

53. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Моделирование надежности функционирования нефтепромысловых систем. Тюмень: "Вектор-Бук", 2004.-208 с.

54. Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В. и др. Моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации. — Тюмень, Вектор Бук, 2000. — 172 с.

55. Кучумов PJL, Пяльченков В.А. и др. Организация ремонтных работ на скважинах в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений / Под ред. Р.Я. Кучумова Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. — 154 с.

56. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г. и др. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. Уфа: Башкнигоиздат, 1983.-111 с.

57. Лавров В.В., Налимов Г.П. и др. Современная система сбора, обработки и хранения промысловой исследовательской информации на предприятиях добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2002. - №10, с.98-100.

58. Ленин С.А., Гордеев A.C. Телемеханизация станций управления УЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2002. - №10, с. 118-119.

59. Любушкин В.И., Поздняков А.П. Программа повышения эффективности нефтегазодобывающего производства ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" // Нефтяное хозяйство. 2003. — №11, с.97-99.

60. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти. Роль сервиса в работе погружного комплекса. Материалы XI Всероссийской технической конференции. М.: АЛНАС, 2002.

61. Месенжник Я., Прут Л. Нужно ли ремонтировать электроцентробежные насосы? // Нефтегазовая вертикаль. 2000. - №6.

62. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов Р.Н. и др. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Уфа: Гилем, 1999. - 464 с.

63. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

64. Моисеев H.H., Иванилов Ю.П. и др. Методы оптимизации. М.: Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1978. - 352 с.

65. Новиков E.H., Пильщиков С.А. Системы отслеживания остановов оборудования и анализа причин простоев (Downtime-системы) // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с.45-50.

66. Овчаров Л.А., Степин Ю.П. и др. Математическая модель функционирования систем обслуживания нефтегазодобывающего производства // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1994. - №8, с.23-26.

67. Овчаров Л.А., Степин Ю.П. и др. Оптимизация систем обслуживания нефтегазодобывающего производства // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1994. - №9-10, с.23-25.

68. Павлюченко А.Д., Абаев С.И. Повышение эффективности управления техническим обслуживанием и ремонтом оборудования // Мир компьютерной автоматизации — 2004. №4, с.58-64.

69. Пономарев Р.Н., Ишмурзин A.A. Ремонт и тестирование оборудования установок электроцентробежных насосов для добычи нефти // Нефтегазовое дело. 2005.

70. Портнягин A.JI. Вопросы имитационного моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин // Вестник кибернетики, Тюмень, ИПОС СО РАН, 2003, вып.2, с.157-164.

71. Портнягин A.JI. Методы оценки остаточного ресурса УЭЦН, учитывающие режим работы установки // Нефть: наука, экология и экономика. Материалы межвузовской студенческой научной конференции. Альметьевск, 2001.

72. Портнягин A.JI., Полозков В.В. Сравнительный анализ моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин // Вестник кибернетики, Тюмень, ИПОС СО РАН, 2004, вып.З, с.128-135.

73. Портнягин A.JI., Соловьев И.Г. Модель оценки остаточного ресурса погружного оборудования. // Вестник кибернетики, вып.1, Тюмень, ИПОС СО РАН, 2002, с.103-108.

74. Портнягин A.JI., Соловьев И.Г. Модель оценки остаточного ресурса УЭЦН, учитывающая доминирующие факторы эксплуатации // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной

75. Сибири на современном этапе. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: Издательство "Вектор Бук", 2001.

76. Портнягин А.Л., Соловьев И.Г. Расчет балансовой нагрузки процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтедобычи // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно-технической конференции. Т2. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.

77. Поскряков Ю.М., Аглямов H.H. Типизация технических и программных решений автоматизации объектов добычи нефти // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2001. - №7-8, с.14-17.

78. Проблемы надежности и ресурса в машиностроении / Под ред. К.В. Фролова, А.П. Гусенкова. М.: "Наука", 1986. - 247 с.

79. Пустовалов М.Ф., Чакин A.A. Применение коррозионно-стойких УЭЦН на месторождениях ТПП "Урайнефтегаз" // Нефтяное хозяйство. 2000. -№10, с.126-129.

80. Пчелинцев Ю.В. Применение теории массового обслуживания и теории надежности при анализе работы ШГН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 1999. -№10-11, с. 15-17.

81. Пшеничный Б.Н., Данилин Ю.М. Численные методы в экстремальных задачах М.: Наука, 1975. - 319 с.

82. Пьянков В.Н., Сыртланов В.Р. и др. Экспертная система оценки качества построения reo лого-технологических моделей месторождений // Нефтяное хозяйство. 2002. - №6, с.31-34.

83. РД153-39.0-088-01. Классификатор ремонтных работ в скважинах. (Утвержден и введен в действие Приказом Минэнерго России от 22.10.2001 №297). Минэнерго, 2001. 22 с.

84. Реклейтис Г., Рейвиндран А. и др. Оптимизация в технике: в 2-х книгах. Пер. с англ. М.: Мир, 1986. - 320 с.

85. Решетов Д.Н., Иванов A.C. и др. Надежность машин. М.: Высшая школа, 1989. - 283 с.

86. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. М.: Высшая школа, 1989. - 432 с.

87. Снапелев Ю.М., Старосельский В.А. Моделирование и управление в сложных системах. М.: Советское радио, 1974. — 264 с.

88. Соловьев В.Я. Оптимизация затрат на аварийно-восстановительные работы на нефтедобывающих предприятиях // Нефтяное хозяйство. — 2003.-№4, с.109-110.

89. Соловьев И.Г. Разработка алгоритма периодической эксплуатации УЭЦН с контролем ресурса изоляции. Отчет НИР 29-84, ТюмИИ. -Тюмень, 1985.-47с.

90. Соловьев И.Г. Разработка основ автоматизированной технологии нефтедобычи для скважин, оборудованных УЭЦН. Отчет НИР 29-84, ТюмИИ. Тюмень, 1985. - 124 с.

91. Соловьев И.Г., Конопелько В.К. Линейная модель ресурса погружного электроцентробежного насоса. Сер. Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. Вып. 6. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985, с.13-15.

92. Соловьев И.Г., Портнягин А.Л. Вычислительная технология моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем // Известия вузов. Нефть и газ. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. №3, с.30-38.

93. Соловьев И.Г., Портнягин А.Л. Расчет эксплуатационных параметров системы обслуживания глубинных насосов нефтепромысла методом средних // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. -№2, с.34-41.

94. Соломатин Г.И., Белоусов О.В. и др. Интегрированная информационная система нефтегазодобывающего производства 01Б+ // Нефтяное хозяйство. 2003. - №10, с.36-39.

95. Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС. Справочное издание. -Сургут: Рекламно-издательский информационный центр "Нефть Приобья" ОАО "Сургутнефтегаз"; 2001. 380 с.

96. Сушков В.В., Ковалев Ю.З. и др. Практическая диагностика нефтепромыслового энергомеханического оборудования: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 133 с.

97. Тараканов К.В., Овчаров Л.А. и др. Аналитические методы исследования систем. М.: Советское радио, 1974. - 240 с.

98. Точилин Н.В. Управление техническим обслуживанием и ремонтом технологического оборудования КС // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2005. -№1, с.27-29.

99. Труханов В.М. Методы обеспечения надежности изделий машиностроения. М.: Машиностроение, 1995. - 304 с.

100. ЮЗ.Ультриванов И.П. Имитационное моделирование динамических систем: Учебное пособие. Казань: КАИ, 1987. - 68 с.

101. Уразаков K.P., Габдрахманов H.X. и др. Оптимизация работы механизированного фонда скважин // Нефтяное хозяйство. 2001. -№11, с.29-31.

102. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. - 50 с.

103. Филиппов В.Н. Основные факторы, определяющие показатели надежности установок для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш. Химическое и нефтяное машиностроение. 1982. - №5, с. 11-15.

104. Хачатуров В.Р., Астахов Н.Д. и др. Автоматизация проектирования систем производственного обслуживания в Западно-Сибирском нефтедобывающем регионе. М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

105. Хохлов В.К., Горутько Н.М. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ. Сер. "Машины и нефтяное оборудование", 1980.

106. Черчмен У., Акоф Р. и др. Введение в исследование операции. М.: Наука, 1968.-486 с.

107. ПО.Чукчеев O.A., Локтев A.B. и др. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2003. - №6, с.75-77.

108. Ш .Шенон Р. Имитационное моделирование систем искусство и наука. -М.: Мир, 1978.-418 с.

109. Шехватов Д. БАМ, MRO, АРМ и другие концепции управления основными фондами // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с.30-34.

110. Юсупов P.M., Журавлев А.Б. Создание единого корпоративного информационного пространства для эффективного управления данными нефтегазовой компании // Нефтяное хозяйство. 2002. - №10, с.34-38.

111. An analysis on the application of submersible electric pumping system in the Santa Barbara Channel. TRW Redo pumps, April, 1972.