Содержание к диссертации
Введение
Анализ состояния эксплуатации добывающих скважин, оборудованных установками ЭЦН, в условиях шаимской группы нефтяных месторождений 9
1.1. Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин в условиях Западно-Сибирской нефтегазовой провинции 9
1.2. Исследование влияния особенностей геологического строения месторождений Шаимской группы и характеристик добываемой продукции на надежность работы глубинно-насосного оборудования 13
1.3. Анализ деятельности бригад подземного и капитального ремонтов скважин и пути повышения эффективности их работы 27
1.4. Основные причины отказов установок ЭЦН и методы ликвидации осложнений, возникающих при авариях 34
Выводы по разделу 40
Научное обоснование направлений повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН 42
2.1. Методика обеспечения требуемого уровня надежности работы скважин, оборудованных установками ЭЦН 42
2.2. Выбор теоретических законов распределения отказов и полетов установок ЭЦН в условиях ТПП «Урайнефтегаз» 56
2.3. Алгоритм распределения технико-экономических показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта скважин 67
2.4. Байесовская оценка показателей надежности установок ЭЦН и ловильных работ 71
Выводы по разделу 86
Моделирование и управление технико-экономическими показателями эффективности технического обслуживания и ремонта в добывающих скважинах в условиях тип «Урайнефтегаз» 89
3.1. Исследование и управление технико-экономическими показателями технического обслуживания и ремонта скважин, оборудованных установками ЭЦН 89
3.1.1. Численное моделирование эффективности системы ТОР на месторождениях Даниловской свиты 89
3.1.2. Численное моделирование эффективности системы ТОР на месторождениях Тюменской свиты 111
3.2. Исследование и управление показателями технического обслуживания и ремонта при извлечении установок ЭЦН с забоя скважин 126
3.2.1. Численное моделирование технико-экономических показателей эффективности ТОР на месторождениях Даниловской свиты 127
3.2.2. Численное моделирование технико-экономических показателей эффективности ТОР на месторождениях Тюменской свиты 150
3.3. Оценка влияния системы технического обслуживания и ремонта на динамику добычи нефти в условиях месторождений Шаимской группы 161
Выводы по разделу 167
Основные выводы и рекомендации 170
Список использованных источников 173
Приложение 190
- Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин в условиях Западно-Сибирской нефтегазовой провинции
- Методика обеспечения требуемого уровня надежности работы скважин, оборудованных установками ЭЦН
- Байесовская оценка показателей надежности установок ЭЦН и ловильных работ
- Численное моделирование эффективности системы ТОР на месторождениях Даниловской свиты
Введение к работе
Актуальность работы. Большинство нефтяных месторождений Западной Сибири вступило в завершающую стадию разработки и характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции при низких объемах добычи, наличием осложнений, вызванных высокой минерапизованностыо добываемой жидкости, наличием мехлримесей, отложениями парафинов и солей, образованием гидратов и т.д. По этой причине значительным остается уровень отказов глубишго-насосного оборудования.
Существенное влияние на надежность работы скважинного оборудования оказывает кривизна скважин, неправильный подбор режимов работы установок, отключения электроэнергии и т.д., что отрицательно сказывается в эксплуатации фонда добывающих скважин. Поэтому обеспечение намеченных объемов добычи нефти предполагает не только проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи, но и проведение значительного объема работ по подземному и капитальному ремонту скважин.
Подземные и капитальные ремонты скважин проводятся со значительными затратами времени и финансовых средств и приводят к невосполнимым потерям в добыче нефти. Поэтому задача снижения затрат и продолжительности ремонтно-восстановительных работ на основе организационных мероприятий на скважинах является актуальной и востребованной.
В разрезе территориального производственного предприятия «Урайнефтегаз» основная доля глубинно-насосного оборудования приходится на установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), обеспечивающих до 70% объема добываемой продукции. Поэтому решение проблемы повышения надежности их работы в условиях старых нефтяных месторождений является важной научной задачей, имеющей практическое применение и требующей новых методических решений путем совершенствования методов и форм организации комплексных ремонтов на скважинах, предусматривающих проведение технического
обслуживания и ремонта на основе анализа и обработки технико-технологических и геолого-промысловых данных с применением математических методов и ПЭВМ.
Цель работы. Обеспечение высоких технико-экономических показателей эксплуатации добывающего фонда скважин, оборудованных установками ЭЦН, на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений.
Основные задачи исследований:
Анализ эффективности эксплуатации фонда скважин и работы бригад подземного ремонта скважин; исследования причин отказов УЭЦН и их полетов на забой.
Моделирование динамики отказов установок ЭЦН в различных горногеологических условиях их эксплуатации.
Исследования эффективности существующей системы организации ремонтных работ и разработка новых схем их организации.
Байесовская оценка вероятности безотказной работы установок ЭЦН, основанная: на процессах Дирихле; для параметрического семейства Вейбулла, а также для простейшего приближения функции распределения.
Численное моделирование и управление технико-экономическими показателями организации ремонтных работ на скважинах при устранении отказов УЭЦН и извлечении установок с забоя.
Оценка влияния системы технического обслуживания и ремонта на динамику добычи нефти.
Методы решения задач. Для решения поставленных задач использовались методы математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания сложных нефтепромысловых систем. Выполнен большой объем численных экспериментов на базе фактических данных по
отказам установок ЭЦН в ТПП «Урайнефтсгаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» с широким применением возможности компьютерных технологий.
Научная новизна работы
Установлено, что отказы установок электроцентробежных насосов, обрывы и отвороты колонны насосно-компрессорных труб и полеты УЭЦН на забой в различных горно-геологических условиях ТПП «Урайнефтегаз» описываются законом распределения Вейбулла.
Обосновано влияние кривизны скважины и условий эксплуатации глубинно-насосного оборудования на показатели технической готовности УЭЦН.
Установлено, что байесовские оценки по методам параметрического семейства Вейбулла и непараметрической оценки, основанной на процессах Дирихле, могут использоваться как верхние границы применимости глуби иио-насосных установок в условиях ТПП «Урайнефтегаз».
Показано, что применение системы технического обслуживания и ремонта установок ЭЦН на основе законов распределения отказов обеспечивает более высокую эффективность эксплуатации добывающего фонда скважин и способствует более высокой выработке активной доли извлекаемых запасов нефти.
Праісгическан ценность работы:
Обеспечивается уменьшение простоев добывающих скважин и увеличение наработки на отказ установок ЭЦН в условиях ТПП «Урайнефтегаз», а также выполнение проектных показателей по добыче нефти.
Обоснован выбор критериев оптимальности и установлены пороговые значения оптимальных периодов проведения ремонтных работ и интенсивности отказов скважин, при выполнении которых
обеспечивается стабилизация коэффициентов технической готовности, удельных затрат и прибыли от организации восстановительных работ на скважинах , путем проведения технических (профилактических) обслуживании с ликвидацией возникающих преждевременных отказов. 3. Разработано методическое руководство по моделированию показателей технико-экономической эффективности системы технического обслуживания и ремонта установок ЭЦН в наклонно-направленных скважинах.
Реализация результатов работы.
Методическое руководство по организации технического обслуживания и ремонта в наклонно-направленных скважин, оборудованных установками ЭЦН, применяется в условиях ТПП «Урайнефтегаз».
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах ТПП «Урайнефтегаз», г. Урай, 2000-2002 г.; 3-ей Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий», г. Тюмень, 2002 г.; первом инженерном форуме «Конкурентоспособность как путь к эффективной экономике Тюменской области», г. Тюмень, 2003 г.; заседании секции «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» научного совета НИЦ НК <сПУКОЙЛ», г.Москва, 2003 г.; научно-техническом совете Управления Тюменского округа Госгортехнадзора России, г. Тюмень, 2002 г. и на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2001-2003 гг.
*
Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе методическое руководство, 6 статей и 3 тезиса докладов на всероссийской научно-технической конференции.
Струюура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 122 наименований, и приложения. Работа изложена на 213 страницах машинописного текста, включая приложение на 26 страницах, содержит 93 рисунка и 44 таблицы.
Автор выражает благодарность научному руководителю кандидату
технических наук Кучумову P.P., научному консультанту кандидату
технических наук Пустовал ову М.Ф. за научные консультации и ценные
замечания при выполнении диссертационной работы.
Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин в условиях Западно-Сибирской нефтегазовой провинции
Западно-Сибирская нефтегазовая провинция является основным районом нефтегазодобычи России. Динамика показывает, что более 75% добычи нефти и 90% добычи газа приходится на данный регион. Открытые в конце 50-х годов прошлого столетия нефтяные месторождения Тюменской области к настоящему времени вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью добываемой продукции и значительным удельным количеством механизированных скважин, и требуют повышения эффективности использования фонда скважин, а также проведении большого объема геолого-технических мероприятий с целью интенсификации добычи нефти. Эти мероприятия проводятся при эксплуатации добывающих скважин в условиях, осложненных процессами отложения солей и парафинов, кустования наклонно направленных скважин, повышенной депрессии на пласт.
В настоящее время механизированным способом работает более 90% эксплуатационного фонда нефтяных скважин. В результате значительного сокращения объемов эксплуатационного бурения произошло старение фонда скважин, и поддержание его в работоспособном состоянии требует дополнительных усилий. Кроме того, очень высоким остается фонд бездействующих и простаивающих скважин.
В целом бездействующий фонд в 90-х годах прошлого столетия возрос более чем в четыре раза; с 8,7 до 40 тыс. скважин в среднем по России (28% фонда, по некоторым нефтяным компаниям до 40-60%), в то время как в период освоения севера Тюменской области (70-80 годы прошлого столетия) нормативные показатели составляли не более 4% (рис. 1.1). Все это диктует принятие неотложных мер по повышению эффективности использования фонда добывающих скважин.
Практика эксплуатации скважин показывает, что современный технический уровень механизированного способа добычи нефти далеко не полностью отвечает требованиям, предъявляемым к оборудованию в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений. Различие условий эксплуатации, обслуживания и ремонта скважинного оборудования, геолого-технических мероприятий, связанных с интенсификацией притока жидкости к скважине, является причиной отличия значений показателей эффективности использования скважин, оборудованных насосами одного и того же типоразмера. Поэтому важно оценить возможность дальнейшего применения существующей технологии и техники нефтедобычи, определить основные направления и задачи их совершенствования с учетом реальных условий эксплуатации скважин и месторождений в целом.
Из табл. 1.1 видно, что простаивающий фонд скважин колебался от 13,3% до 42,4% от эксплуатационного фонда скважин. Наибольшее количество простаивающих скважин имеют нефтяные компании ОАО «ТНК», ОАО НК «ЮКОС», ОАО «Сибнефть», ОАО «Сиданко» - от 31,8% до 42,4% от всего эксплуатационного фонда. В компаниях ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО НК «ЛУКОЙЛ» этот показатель не превышает 20%.
Динамика изменения состояния фонда скважин за год показывает, что наиболее благополучными остались те же нефтяные компании — ОАО «Сургутнефтегаз» (16,8%) и ОАО НК «ЛУКОЙЛ» (18,7%). Более 30% простаивающего фонда имеют нефтяные компании: ОАО «Тюменская нефтяная компания» (45%), ОАО НК «ЮКОС» (37,9%), ОАО «Сибнефть» (37,8%) и ОАО «Сиданко» (34,4%). В табл. 1.2 приведены сводные данные о скважинах, простаивающих в ожидании комплексного ремонта [103]. Из таблицы следует, что количество скважин, простаивающих по причине отсутствия электроснабжения, колеблется от 0 (Сургутнефтегаз) до 29% (ОАО «Роснефть»). Высоким этот показатель является в нефтяных компаниях: ОАО НК «ЛУКОЙЛ» (21,8%), альянс ЮКСИ (21,4%) и ОАО «Сиданко» (19%). Годовые потери по причине отсутствия энергоснабжения на одну скважину составляют: по Тюменской нефтяной компании — 32,9 т., по ОАО «Славнефть» - 32,4 т., альянсу ЮКСИ- 28,46 т., ОАО «Сиданко» - 19,9 т., ОАО НК «ЛУКОЙЛ» - 44,1 т., ОАО «Роснефть» - до 20,5 т. Как видно, достаточно высокой остается доля простаивающих скважин в ожидании комплексного ремонта (ПРС, ОПЗ). Поэтому для повышения эффективности использования эксплуатационного фонда скважин необходимо свести к минимуму количество простаивающих скважин. Для решения этой проблемы необходимо разработать оптимальную стратегию организации и проведения ремонтных работ и геолого-технических мероприятий по интенсификации притока жидкости из пласта в скважины на основе интегральных характеристик работы добывающих скважин.
Методика обеспечения требуемого уровня надежности работы скважин, оборудованных установками ЭЦН
Овершот, оснащенный плашечным захватом и кольцевым фрезером-ограничителем, следует применять для извлечения бурильных труб, если они вписываются по габаритам в захват. Часто голова извлекаемой трубы имеет заусенцы, зазубрины и другие неровности. В этом случае голову обрабатывают кольцевым фрезером до размеров, позволяющих разместить ее внутри захвата. Если труба значительно повреждена при отрыве или другом подобном способе отсоединения верхней части колонны, то целесообразно установить под корпусом овершота удлинитель с фрезером или фрезер с направляющей воронкой и обработать трубу до того места, где уже ничто не мешает нормальному размещению захвата. Эти удлинители и воронки армируются изнутри карбидом вольфрама и способны срезать значительную массу металла, чтобы обработать трубу до нужных габаритов.
Извлечение внутренними труболовкахш. В противоположность овершотам внутренние труболовки предназначены для захвата труб не снаружи, а изнутри. Обычно их применяют, когда невозможно использовать овершоты, так как они уступают последним по ряду характеристик. Уменьшенная площадь сечения проходного канала накладывает дополнительные ограничения на диаметр спускаемых инструментов, таких как прихватомеры, торпеды для отвинчивания или отрезания труб. При работе внутренней труболовкой гораздо труднее создать уплотнение между ее корпусом и извлекаемой трубой, чем при работе овершотом.
Большинство внутренних труболовок работают по тому же принципу, что и описанные выше овершоты. По коническому корпусу труболовки телескопически перемещается захват, внутренняя полость которого имеет одинаковую конусность с корпусом. На поверхности корпуса и полости имеются винтовые проточки с одинаковым шагом. Наружная поверхность захвата предназначена для соединения с внутренней поверхностью трубы и поэтому имеет насечку.
Чтобы освободить труболовку, ее надо провернуть вправо. Если из-за сильного заклинивания захвата это не удается сделать, то можно прибегнуть к сбиванию корпуса вниз, для чего обычно над труболовкой помещают механический яс. Чтобы не повредить уплотнения гидравлического яса, перед началом сбивания труболовки надо убедиться, что гидравлический яс находится в закрытом положении. Внутренняя труболовка имеет широкий диапазон применения. Ее можно включать в ловильную колонну над внутренней труборезкой или в комбинации с другими инструментами, за счет чего можно сэкономить время на спуско-подъем, С этой же целью можно размещать под труболовкой фрезеры, чтобы обработать верхний торец извлекаемых труб и обеспечить беспрепятственный вход труболовки во внутренний канал верхней трубы. Извлечение погружного центробежного электронасоса. Аварии с такими насосами происходят большей частью при спуско-подъемных операциях либо при полете УЭЦН на забой [34,103]. Сравнительно реже возможен прихват насоса песчаной пробкой. В скважине могут остаться: а) насос с протектором и электродвигателем с гидрозащитой; б) насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой и кабелем; в) насосно-компрессорные трубы, насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой (с кабелем или без кабеля). Почти во всех случаях в скважине остаются металлические хомуты (пояса), которыми крепят кабель к трубам при спуске насоса. Последние при спуско-подъемных операциях или при обрыве кабеля и труб отрываются и остаются в колонне. Поскольку зазор между корпусом насоса и стенками скважины чаще всего бывает небольшим, то даже незначительное количество осевшего песка, окалины или солей, скопившееся в этом зазоре, может привести к прихвату. При освобождении прихваченных погружных электронасосов следует быть особенно осторожным, так как трубы и кабель порознь извлечь невозможно, а сам кабель в отличие от каната или геофизического кабеля очень тяжелый и обладает большой гибкостью. При обрыве он падает и образует такой спрессованный клубок, что зацепить его ершом или другим инструментом невозможно. В случае прихвата насоса или НКТ определяют кровлю зоны прихвата и отсоединяют трубы над ней с помощью химической торпеды-труборезки. Чтобы избежать повреждения оборудования обратным потоком жидкости при остановке двигателя, над насосом обычно устанавливают обратный клапан. Прихватомер и труборезку ниже клапана спускать нельзя, поэтому рекомендуется располагать клапан как можно ниже. Следует подчеркнуть, что резать трубы надо только химическим способом, так как при этом в месте разреза образуются острые кромки, которые потом используются для перерезания кабеля.
Отрезанные НКТ приподнимают на 0,4—0,6 м, чтобы натянуть кабель в зазоре между кромками разрезанной трубы. Затем на насосных штангах или трубах малого диаметра спускают в НКТ геофизический инструмент с грузом и механическим ясом. Инструмент имеет подпружиненный рычаг, который может выдвигаться из корпуса вбок. Когда инструмент оказывается против зазора в разрезанной трубе, рычаг выдвигается за пределы трубы и, вращая штанги или трубы малого диаметра, можно захватить рычагом кабель. После нескольких ударов ясом вверх кабель оказывается обрезанным об острую кромку трубы, о чем свидетельствует свободное вращение колонны штанг. Затем поднимают геофизический инструмент и НКТ с кабелем.
Байесовская оценка показателей надежности установок ЭЦН и ловильных работ
Анализ данных показал, что функция потерь L(R ,R), которая символизирует потери, связанные с заменой истинного значения показателя надежности R(t) его оценкой R(t), для вероятности безотказной работы УЭЦН, составляет 12,75% при использовании метода непараметрических байесовских оценок, основанных на процессах Дирихле. Очевидно, среднее квадратическое отклонение crR. является характеристикой точности определения оценки R . Как видно из табл. 2.10, гк. составляет 53,7% от R и показывает на невысокую точность оценки. Истинная вероятность R(t) имеет точность 51%. В совокупности эти данные позволяют утвердительно сказать о неудовлетворительной оценке данного метода оценки, основанного на процессах Дирихле.
Рассмотрим байесовскую оценку вероятности безотказной работы УЭЦН и среднеквадратического отклонения методом простейшего приближения функции распределения. В этом случае замена истинной вероятности R(t) его оценкой дает отклонение в 14,75%. при этом xR. (точность оценки г ) составляет 2%. Заметим, что точность истинной вероятности о составляет 51%. Сравнение полученных оценок для точностей позволяет полагать, что байесовская оценка R (t) для R(t) является как бы верхней границей се оценки применимости (т.к. 0,451 + 0,230 = 0,681 0,5283).
Оценим вероятность безотказной работы УЭЦН методом байесовских оценок для параметрического семейства Вейбулла. В этом случае замена R(t) его оценкой R (t) приводит к отклонению от истинных значений вероятности на 16,7%- При этом точность оценки о-,,, составляет 2,2% от R (t). Сравнивая точности оценки для истинных значений вероятности R(t) и его оценки R (t), имеем, что 0,451 + 0,230 = 0,681 0,5380. Это означает, что фактическое значение вероятности больше, чем его оценки. Поэтому при принятии решении оценка R (t) может быть использована, как и в предыдущем случае, в качестве верхней грани оценки R(t). Такое утверждение предполагает, что истинное значение вероятности безотказной работы при принятии решений мы несколько занижаем (до 10 - 15%). Например, в работах Кучумова P.P. в качестве нижней допустимой границы вероятности безотказной работы принята 0,4. Тогда на основании последних двух методов байесовской оценки вероятностей можем заключить, что нижняя допустимая граница может быть несколько меньше и составит значения не ниже 0,35. Это позволит при организации работ на скважинах по техническому обслуживанию и ремонту увеличить оптимальные периоды проведения до 10 - 15 суток. Эти выводы также совпадают с результатами исследования Кучумова P.P., представленными в его докторской диссертации. Заметим, что он пришел к этим результатам, используя другие расчетные формулы.
Таким образом, из трех рассмотренных методов байесовской оценки вероятности безотказной работы УЭЦН два последних метода имеют удовлетворительную оценку при принятии практических решений. Очевидно, данная интерпретация проведена по значениям точечной оценки (то есть расчеты проведены только при одном значении t = 468,3 сут.)- При интервальной оценке они могут дать и иные результаты.
Проанализируем результаты оценки надежности ловильных работ выше рассмотренными тремя методами байесовской оценки. Как и в предыдущем случае, оценка надежности работы УЭЦН методом, основанным на процессах Дирихле, дает очень низкую оценку, так как crR. отклоняется от оценки R (t) на 53%, а фактическое распределение R(t) - на 52%. При этом замена R(t) + crR его оценкой дает погрешность 27,3% в большую сторону и не позволяет повысить точность оценки.
Метод байесовской оценки надежности ловильных работ путем простейшего приближения функции распределения показывает, что замена истинной вероятности R(t) оценкой R (t) приводит к погрешности до 33,5%. С другой стороны, точность оценки o отклоняется от R (t) всего па 1,8% и носит устойчивый характер. При этом замена R(t) + а1( его оценкой R (t) + uR, позволяет сузить интервал варьирования на 10,4%, то есть повысить точность оценки.
Численное моделирование эффективности системы ТОР на месторождениях Даниловской свиты
Рассмотрим зависимости удельной прибыли при проведении только плановых ТОР (рис.3.19-3.22). Можно заметить, что вид этих зависимостей похож на зависимости удельных затрат при проведении планово-аварийных ТОР. Однако зависимости для плановых ТОР имеют более прямолинейный характер.
При использовании системы ТОР, предусматривающей проведение только плановых профилактик, максимальная удельная прибыль для Северо-Даниловского, Мортымья-Тетеревского, Толумского месторождений колеблется в пределах от 5537 дол. до 5910 дол.
Рассмотрим зависимости удельной прибыли для стратегии плановых профилактик при внеплановых ремонтах и стратегии плановых профилактик Можно заметить, что при плановых профилактиках происходит уменьшение удельной прибыли. Это вызвано высокой стоимостью профилактических работ и необходимостью их частого проведения.
Для выбора оптимального периода проведения ТОР на месторождениях Даниловской свиты воспользуемся критерием оптимальности max Кг. В результате получены оптимальные периоды проведения ТОР на месторождениях, которые приведены в табл. 3.7.
Из табл.3.7 видно, что высокий коэффициент готовности обеспечен на Северо-Даниловском месторождении, самый низкий - на Мортымья-Тетере веком, а Топт колеблется в пределах от 203,8 до 224 суток.
Используя полученные данные, можно сделать вывод о том, что применение стратегии плановых профилактик и внеплановых (аварийных) ремонтов в условиях месторождений ТПП «Урайнефтегаз» наиболее эффективно. Она позволяет получить наиболее высокие показатели надежности работы установок ЭЦН при достаточно больших оптимальных периодах проведения ТОР, превышающих в среднем 3,4 раза Топт при стратегии плановых профилактик. При этом коэффициент готовности увеличивается в среднем на 4,5% и обеспечивает увеличение рентабельности работы скважины за счет снижения удельных затрат и повышения удельной прибыли.
Анализ минимальных удельных затрат (табл.3.3-3.4) показывает эффективность проведения планово-аварийных ТОР установок ЭЦН. Они позволили уменьшить удельные затраты на обслуживание скважин на Северо-Даниловском месторожденим на 69%; на Мортымья-Тетеревском месторождении - на 81%; на Толумском месторождении - на 72%; на Ловинском месторождении - на 81%. Расчеты показали также, что проведение планово-аварийных ТОР в скважинах ТПП «УраГшефтегаз» обеспечивает получение дополнительной удельной прибыли в размерах от 4,3% до 10,5%. Но при этом уровень интенсивности отказов несколько выше, чем при использовании стратегии плановых профилактик. Оптимальные периоды проведения ТОР, при которых достигается минимальные удельных затрат и максимальная удельная прибыль, не являются оптимальными для достижения max Кг. При оптимизации периода проведения ТОР по максимальному коэффициенту готовности для стратегии плановых профилактик и внеплановых аварийных ремонтов получим следующие значения удельных затрат и удельной прибыли: Очевидно, использование в качестве критерия оптимальности max Кг приводит к незначительному увеличению удельных затрат и небольшому уменьшению удельной прибыли (табл.3.8). Так, затраты в среднем возрастают на 30%, а прибыль уменьшается в среднем на 0,8 %. С другой стороны, использование в качестве критерия оптимальности max Кг позволяет увеличить межремонтный период работы скважин, следовательно, позволяет обеспечить дополнительную добычу продукции. Так, Топт увеличивается в среднем на 54% для затрат и на 22% для прибыли.
