Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния вопроса ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла . 8
1.1. Понятие ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла 8
1.2. Существующие методы исследования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин 11
1.3. Перспективные направления в области исследования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла 18
1.4. Выводы по разделу 25
2. Анализ ресурсного обеспечения ремонтно-технических служб нефтепромысла методамитеории массового обслуживания 26
2.1. Типовая постановка и техника анализа 26
2.2. Развитие методов теории массового обслуживания на две стадии ремонта 40
2.3. Методы повышения точности расчета параметров системы ремонтно-технического обслуживания 47
2.4. Выводы по разделу 57
3. Повышение точности анализа системы обслуживания на основе развития метода динамики средних 59
3.1. Типовая схема расчета с одной стадией ремонта 59
3.2. Расчет параметров системы обслуживания с двумя стадиями ремонта 68
3.3. Детальный учет надежности комплектов УЭЦН 77
3.4. Учет разнотипного нефтедобывающего оборудования в схеме обслуживания 95
3.5. Выводы по разделу 102
4. Имитационное моделирование процессов ремонтно-технического обслуживания нефтяных скважин, оборудованных уэцн 104
4.1. Имитационное моделирование процессов типовой схемы обслуживания с двумя стадиями ремонта 104
4.2. Выводы по разделу 119
Заключение 120
Список источников 122
- Понятие ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла
- Перспективные направления в области исследования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла
- Методы повышения точности расчета параметров системы ремонтно-технического обслуживания
- Детальный учет надежности комплектов УЭЦН
Введение к работе
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 ТІ Ш "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.
Выявление проблемных вопросов планирования и регулирования процессов РТО скважин с УЭЦН.
Определение структурных схем ремонта погружного оборудования эксплуатационного фонда нефтяных скважин и базовых переменных состояния процессов РТО.
Разработка аналитических моделей процессов РТО механизированного фонда скважин, оборудованных УЭЦН.
Планирование ремонтных ресурсов системы обслуживания скважин с УЭЦН.
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
7
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.
Понятие ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла
Система РТО нефтепромысла предназначена для обеспечения работоспособности и качества функционирования всех технических средств, используемых в нефтедобывающем регионе, путем проведения контрольных, восстановительных и профилактических работ. В системе технического обслуживания можно выделить следующие функциональные подсистемы: контроля, профилактики и восстановления [107].
В процессе контроля производится сбор и обработка информации о работоспособности технических средств и оценивается соответствие режимов работы эксплуатируемого оборудования предъявляемым требованиям. В рамках подсистемы контроля осуществляется также учет движения материальных средств (запасных элементов), что дает возможность повысить оперативность работы системы технического обслуживания.
На подсистему восстановления возложены функции по локализации и устранению отказов.
Подсистема профилактики предназначена для осуществления плановых ремонтов [19] с целью восстановления качества функционирования оборудования и предотвращения роста интенсивности потока отказов. Профилактические осмотры, работы и ремонты относятся к числу наиболее мощных способов поддержания надежности оборудования в процессе эксплуатации.
В систему планово-предупредительных ремонтов (111IP) входят организационно-технические мероприятия, выполняемые по заранее составленному плану. Проведение указанных мероприятий должно способствовать увеличению срока службы, предупреждению аварий, повышению культуры эксплуатации на нефтепромыслах. Сущность системы ПНР, нашедшей применение на нефтяных промыслах, состоит в том, что оборудование после регламентированного числа часов наработки, независимо от его технического состояния, должно подвергаться плановым осмотрам, ремонту, чередование и периодичность которых определяются назначением оборудования, его конструктивными особенностями, условиями эксплуатации. Причем отметим, что система ПНР не включает внеплановые и аварийные простои.
Наряду с плановым ремонтом проводится внеплановый (аварийный) ремонт. Аварии приводят к вынужденной остановке оборудования из-за повреждений узлов и деталей. Для некоторых видов нефтедобывающего оборудования ПНР не проводятся. В этом случае используется аварийная профилактика, т.е., если происходит отказ объекта, то он устраняется путем замены объекта на исправный, а неисправный поступает на БПО. Аварийная профилактика применяется в основном для объектов, ремонт которых осуществляется агрегативным способом (например, УЭЦН).
В последнее время большинство ремонтов являются аварийными, и число таких ремонтов из года в год растет [52,54]. Причина такого положения в том, что плановые и аварийные ремонты выполняют одни и те же бригады. Поскольку число аварийных ремонтов велико, то бригады в основном заняты на этих работах. Создалась ситуация, при которой плановые ремонты не выполняются из-за необходимости проведения аварийных ремонтов, а число аварийных ремонтов не снижается из-за не проведения плановых ремонтов. Помимо проведения плановых и аварийных ремонтов, на систему РТО возложены следующие функции:
1) пусконаладочные работы;
2) ремонты коммуникаций;
3) изготовление запасных частей;
4) восстановление изношенных деталей и инструмента;
5) изготовление металлоконструкций и нестандартного оборудования.
Эффективность проведения всего комплекса мероприятий существенно зависит от структуры системы РТО. Возможны различные варианты структуры многоуровневой системы технического обслуживания оборудования нефтедобывающего региона. Однако, наибольшее распространение получила двухуровневая система [37], в которой имеется БПО и центральная БПО.
Ремонтные подразделения БПО предназначены для поддержания действующего оборудования в исправном рабочем состоянии путем своевременного качественного ремонта и технического обслуживания [98].
На БПО по ремонтно-механической части возложены следующие основные функции:
1) проведение плановых осмотров состояния оборудования и его ремонт, согласно утвержденным планам-графикам;
2) изготовление в запланированном объеме установленной номенклатуры запасных частей, инструмента, нестандартного оборудования, крепежных деталей и др.;
3) ликвидация аварий и устранение их причин;
4) подготовка к отправке оборудования в капитальный ремонт на центральную БПО, а также прием их из ремонта.
Центральная БПО, на которой имеются транспортные средства доставки, склады запасного оборудования, ремонтное и контрольно-профилактическое оборудование, осуществляет централизованный контроль работоспособности оборудования и восстановление работоспособности отказавших элементов.
Систему ремонта нефтедобывающего региона можно представить как совокупность функциональных подсистем, специализирующихся по видам деятельности, причем основной организационной единицей для каждой подсистемы будет БПО. Основными подсистемами, являются следующие:
1) ремонта и проката бурового оборудования;
2) ремонта и проката нефтепромыслового оборудования;
3) ремонта, проката и эксплуатации УЭЦН;
4) ремонта систем энергоснабжения и др.
Перспективные направления в области исследования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла
В последнее время на фоне всеобщей информатизации и автоматизации производственных процессов, более убедительно звучит мнение о том, что одним из основных критериев повышения экономической эффективности работы нефтедобывающего предприятия является развитие информационных технологий и построение единого информационного пространства и соответствующих автоматизированных технологий, охватывающих все уровни управления производством, весь производственный цикл, а также все направления деятельности подразделений [22,34,35,39,41,47,49,57,59,65,68,80,85,97,101,112,113].
Информационное пространство и автоматизированные технологии позволяют:
1) исключить ошибки и умышленное искажение, а также дублирование при сборе, хранении и представлении информации различными подразделениями;
2) сократить объем ручной работы по сбору, оцифровке и обработке информации;
3) уменьшить численность производственного и административного персонала за счет снижения трудовых затрат на подготовку и обработку первичной информации;
4) повысить "прозрачность" деятельности низовых структурных подразделений;
5) принимать управленческие решения в области тактического и стратегического планирования на основе более достоверной и оперативной информации, характеризующей текущее состояние производственной деятельности подразделений.
Обобщенную схему движения информации в крупных нефтяных компаниях можно разделить на три уровня. Верхний уровень -интегрированная система управления, средний - корпоративная база данных, нижний - сбор и обработка информации с производственных объектов.
Применительно к процессам РТО СС нефтепромысла можно отметить следующий факт. Информационное взаимодействие между подразделениями является одним из факторов, влияющих на качество выполнения ремонтов, обеспечивающее специалистов различных служб своевременной и качественной информацией, необходимой для планирования [33], учета, контроля и анализа ремонтных работ. Источниками информации являются различные прикладные информационные системы и автоматизированные системы управления предприятием.
На сегодняшний день имеются универсальные информационно-поисковые системы, которые на основе объектной модели представления данных фонда скважин позволяют [31,40]: 1) эффективно проводить анализ фонда для планирования ремонтных работ (параметры работы, состояние, назначение и др.);
2) осуществлять быстрый поиск и просмотр всей необходимой информации по скважине.
Огромный потенциал управленческого характера содержится в знании реального времени наработки на отказ каждой единицы оборудования. В частности, прогнозирование наработки на отказ позволяет определить будущие затраты на текущий ремонт скважин и ремонт погружного оборудования, потери нефти, вследствие простоя скважин, и потребность предприятия в новом оборудовании, т.е. эффективно и целенаправленно распределить ресурсы предприятия для выполнения производственной программы [38]. Известны различные подходы к прогнозированию ресурса погружных установок. Пожалуй, самый распространенный метод прогноза межремонтного периода (МРП) действующего фонда нефтяных скважин [27] основан на следующей математической формуле: МРП = -, п где Т - суммарное отработанное время за скользящий год, скважино-сут; п - суммарное число ремонтов за скользящий год, шт. Ограничение выборки наблюдения отказов погружного оборудования сроком 12 месяцев имеет как преимущества, так и недостатки с точки зрения характеристики надежности и качества эксплуатации оборудования. Так, постоянное совершенствование техники и технологии добычи нефти, конструкторское совершенствование погружного оборудования, повышение квалификации обслуживающего персонала повышает наработку на отказ, т.е. этот показатель постоянно изменяется [82]. В этих условиях необходимо временное ограничение выборки отказов для отражения численно выраженной характеристики надежности и качества эксплуатации оборудования, иначе среднеарифметическая наработка на отказ была бы значительно занижена. Недостатком является то, что при группировке отказов по отдельным признакам (месторождениям, дебиту, глубине спуска, типу насоса и др.), которая необходима для исследования причин отказов, возможно получение малой выборки в одной из групп, которая не дает истинной характеристики показателя наработки на отказ. Если за последние 12 месяцев не было отказов, то вычислить наработку на отказ невозможно [38].
Методы повышения точности расчета параметров системы ремонтно-технического обслуживания
Рассмотренная в предыдущих подразделах система РТО скважин, оборудованных УЭЦН, с единой (осредненной) интенсивностью отказов погружного оборудования не учитывает достаточно большой разброс времени наработки на отказ, в зависимости от типоразмера и варианта исполнения нефтедобывающих установок. В данном разделе сделаем попытку учета разнотипного оборудования с различным временем наработки на отказ, что предполагает повышение детальности расчетов основных характеристик РТО СС нефтепромысла. Рассмотрим схему обслуживания с одной стадией ремонта (рис.2.1). Если допустить, что для каждого типа оборудования предусмотрены свои линии ремонта, не обслуживающие другие типоразмеры, то данный процесс будет представлять собой несколько рассмотренных ранее одностадийных схем обслуживания с однотипным оборудованием. Больший интерес представляет общий ресурс ремонтных служб. В условиях нехватки ремонтных мощностей появляется возможность выбора первоочередного обслуживания определенного типоразмера оборудования. Обобщенная структура входо-выходных отношений для модели с различными типоразмерами оборудования представлена на рис.2.14. Пример 2.2. Допустим, что имеется три группы по Nr =100 скважин, запас погружных установок составляет Mr = 5 штук каждого типоразмера, количество ремонтных линий на БПО L =13. Средняя наработка на отказ первого типоразмера составляет Тр\б = 100 сут., второго - Траб = 150 сут., третьего - Траб - 200 сут. Время ремонта на БПО является общим для всех типоразмеров УЭЦН и составляет Трем = 7 сут. Среднее долевое содержание нефти в добываемой продукции по группам скважин назначим Д] = 0,1;
РІ = 0,5; Pi = 1. Стоимость УЭЦН разных типоразмеров определим условно схм = 0,9; с2м=\\ сгм = 1,1. Нормировочным коэффициентам с, показателя эффективности J (2.29) присвоим следующие значения: cj = 0,2; с2=1; с5 = 0,05; с = 0,02; 5 = 0,02.
Расчетные значения основных показателей системы РТО приведены для случая с равными приоритетами в обслуживании и оптимальными с точки зрения экономического показателя J. Следует помнить, что равные приоритеты в обслуживании подразумевают равные очереди на ремонт, что не означает равные ремонтные мощности, т.к. количество скважин и интенсивность отказа УЭЦН одной группы обычно отличаются от значений другой группы.
Для данного примера равенство приоритетов означает количество выделенных ремонтных линий для первой группы оборудования L\ = 6, для второй - Li = 4 и для третьей — /,з = 3. Оптимальное назначение приоритетов обслуживания скважин с УЭЦН получено при Li= 4, L2 = 5 и L3 = 4.
Результаты моделирования приведены в табл.2.3 и показаны сравнительные диаграммы на рис.2.16-2.21.
На рис.2.22 изображена зависимость показателя эффективности J (вертикальная ось) от назначаемых приоритетов обслуживания а? (горизонтальная плоскость).
Детальный учет надежности комплектов УЭЦН
По аналогии с приведенным анализом типовой одноконтурной схемы расчета с двумя стадиями ремонта рассмотрим РТО СС в условиях, когда ведется учет износа основных составляющих УЭЦН - это центробежный насос (ЦН), погружной электродвигатель (ПЭД) и силовой кабель, по которому осуществляется питание установки.
Важность такой постановки вполне очевидна, т.к. на практике учет материально-технических ресурсов (ЦН, ПЭД и силового кабеля) ведется раздельно, причем в процессе анализа причины отказа разделение становится более детальным [18,21,33,105]. 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 изоляции ПЭД.
По-прежнему рассматриваем двухстадийную схему РТО СС с использованием однотипного погружного оборудования, но вводим дополнительную стадию ремонта - "выходной" комплектации и испытаний (рис.3.5). Целесообразность введения данной стадии продиктована таким обстоятельством, что, как правило, после ремонтных мероприятий собранные УЭЦН проходят "выходной" контроль на стенде. Как и ранее, процесс РТО будем характеризовать тремя базовыми состояниями, которым будут соответствовать следующие переменные состояния УЭЦН:
1) в рабочем состоянии Є\ (находится в работающей скважине или на складе готовых изделий);
2) в первой стадии ремонта (ПРС) г, включая ожидание в очереди;
3) во второй стадии ремонта (БПО) є3, включая ожидание в очереди.
1 Кроме того, введем состояние є4 - "выходной" контроль УЭЦН (стадия комплектации и испытаний).
Отличительная особенность предлагаемого подхода заключается в том, что состояние ПРС и ремонта на БПО имеет более детальную структуру представления. В дальнейшем предполагается все изделия, вышедшие из строя, разбить на две группы, связанные с последствиями отказа: 2і - скважины с отказом УЭЦН без осложнений; 22 - скважины, отказ которых сопровождается разрывом целостности погружной установки, такие отказы именуются в технической литературе "полетами", и по ситуациям "полета" ведется строгий учет [25]. Такой учет не случаен, так как:
1) изделие, участвующие в "полете", не ремонтно-пригодно и подлежит замене, но это не относится к силовому кабелю, который вторично используется;
2) процедура ПРС усложняется и затягивается, оказывается более дорогостоящей.
Для учета вышеозначенного обстоятельства вводятся коэффициенты, отражающие долевое распределение потоков отказов скважин с обычными условиями изъятия и ремонта оборудования «2 и с условиями отказов по причине "полетов" (7 - «г).
Для распределенного учета ЦН, ПЭД и силового кабеля, участвующих в ремонте на БПО, вводятся балансовые коэффициенты, получаемые на основании статистической обработки данных: «зі - доля УЭЦН при одновременных отказах ЦН и ПЭД; «32 - доля УЭЦН при отказе ЦН; «зз - доля УЭЦН при отказе ПЭД; (1 - «зі - «32 - «зз) - доля УЭЦН при отказе силового кабеля.
Для анализа подобной ситуации необходимо учитывать обстоятельство, при котором составные элементы УЭЦН участвуют в основном и профилактическом ремонте. Если выход из строя произошел по причине отказа ЦН, то ЦН подвергается основному ремонту, а ПЭД и силовой кабель — профилактическому.
Под профилактическим ремонтом понимается технический контроль параметров, упрощенный ремонт неотказавших элементов или замена новыми, входящими в комплектный состав УЭЦН. С учетом этого обстоятельства будет рассматриваться вектор из трех компонентов /лз(1), тъ{2) и тз(3), где тз(1) - количество ЦН, участвующих в ремонте на БПО, включая ожидание в очереди, причем ЯЇЗІ(1) - в основном ремонте, я?з2(1) - в профилактическом; аналогично /яз(2) и тз(З) применительно к ПЭД и силовому кабелю соответственно. В этой связи, суммарная производительность полного цикла РТО будет определяться наименьшими скоростными характеристиками указанной распределенной группы изделий (тз(1), тга3(2) или /и3(3)).
Цикл ремонтных мероприятий заканчивается стадией "выходного" контроля для сборки УЭЦН, общее количество которых на данном этапе соответствует Ш4.
Все вышеозначенные стадии ремонтно-технического цикла характеризуются скоростными и ресурсными параметрами.
Общая скорость выхода из строя УЭЦН равняется Л.
Количество бригад ПРС Q является искомой величиной и делится на число бригад, занятых в данный момент ремонтом скважин без "полета" УЭЦН Q\ и с "полетом" - Q2, т.е. Q = Q\ + Qi. Скорость работы бригады ПРС равна //21 - для отказа УЭЦН без "полета", //22 - для отказа УЭЦН с "полетом".
Аналогично, общие ресурсы БПО делятся на три группы (ЦН, ПЭД и кабель), причем ремонт может быть основным и профилактическим.
На основании вышеизложенного построена структурная схема (рис.3.6), согласно которой выделим следующие возможные состояния погружной установки:
1) в исправном состоянии 8\ (находится в работающей скважине или на складе готовых изделий);
2) в состоянии ПРС при отказе без "полета" УЭЦН є2\, включая ожидание в очереди;
3) в состоянии ПРС при отказе с "полетом" УЭЦН Є22, включая ожидание в очереди;
Похожие диссертации на Совершенствование методов анализа процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла
