Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы повышения эффективности эксплуатации фонда скважин и пути их решения 8
1.1. Анализ эффективности эксплуатации глубинно-насосных установок в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений 8
1.2. Анализ деятельности бригад подземного и капитального ремонтов скважин и пути повышения эффективности их работы 16
1.3. Исследование парафино-солеотложений в нефтепромысловом оборудовании на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» 23
Выводы по разделу
2. Исследование законов распределения отказов скважинного оборудования байесовскими методами статистического оценивания 34
2.1. Методика выбора теоретического закона распределения отказов 34
2.2. Алгоритм метода параметрического байесовского оценивания законов распределения отказов по цензурированным выборкам 41
2.3. Алгоритм оценки вероятности безотказной работы в условиях частичной априорной определенности 45
2.4. Алгоритм эмпирической байесовской оценки показателей надежности...
2.5 Численное моделирование оценок вероятности безотказной работы (ВБР) для выбранных функций распределений 50
2.6 Алгоритм метода частичной априорной определенности для схемы биномиальных испытаний 60
Выводы по разделу
3. Алгоритмизация задачи моделирования технико экономических показателей эффективности системы технического обслуживанияи ремонта 67
3.1. Теоретическое обоснование влияния технического обслуживания на надежность работы скважинного оборудования 67
3.2. Алгоритм расчета показателей технической готовности нефтепромысловых систем
3.3. Алгоритм расчета технико-экономических показателей эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта на скважинах 85
Выводы по разделу
4. Численное моделирование технико-экономических показателей эффективности применения систем тор на месторождениях тюменской свиты 90
4.1. Выбор критериев оптимальности применения системы ТОР в условиях Ловинского и Убинского месторождений 90
4.2 Исследование экономических показателей надежности системы ТОР от начальной прибыли 97
4.3. Исследование экономических показателей эффективности системы ТОР от скрытых затрат 106
Выводы по разделу
5. Численное моделирование технико-экономических показателей эффективности применения систем технического обслуживания и ремонта скважин в условиях даниловской свиты 116
5.1. Исследование влияние величины ожидаемой прибыли и скрытых
затрат на минимальные затраты и на максимальную прибыль 116
5.2. Выбор критериев оптимальности при применении системы
технического обслуживания и ремонта скважин 126
Выводы по разделу
6. Методика назначения ремонтных бригад на скважину при планировании технического обслуживания и ремонта 137
6.1. Венгерский алгоритм. Основные понятия и определения 137
6.2. Задача об оптимальном назначении ремонтных бригад на скважины .142
6.3. Описание программы 145
Выводы по разделу
Основные выводы и рекомендации 152
Список литературы
- Анализ деятельности бригад подземного и капитального ремонтов скважин и пути повышения эффективности их работы
- Алгоритм оценки вероятности безотказной работы в условиях частичной априорной определенности
- Алгоритм расчета показателей технической готовности нефтепромысловых систем
- Исследование экономических показателей надежности системы ТОР от начальной прибыли
Введение к работе
з
Актуальность работы. Процесс эксплуатации нефтедобывающих систем является сложным, так как для поддержания эксплуатационной надежности скважин на должном уровне требуется постоянное вмешательство обслуживающего персонала. Это и определяет природу мероприятий по обслуживанию в процессе их эксплуатации, то есть комплекса работ, направленных на поддержание скважин на уровне надежности не ниже заданной.
Фонд добывающих скважин ТПП «Урайнефтегаз», оборудованных глубинно-насосными установками, из года в год растет, количество ремонтов остается высоким и составляет более 1500 ремонтов в год. При этом средняя продолжительность ремонтов увеличилась вдвое, а стоимость ремонтов- в 13-15 раз. Все больше становится фонд добывающих скважин, эксплуатация которых осложнена парафино-солеотложениями (более 350 скв.). Все это указывает на необходимость разработки новых методов и способов организации ремонтно-восстановительных работ на основе применения существующей техники и технологии.
Цель этих мероприятий - предупредить случаи появления отказов скважинного оборудования в процессе эксплуатации и состоит в проверке через определенные интервалы времени состояния скважин, замене некоторых элементов, регулировке параметров и устранении выявленных неисправностей, то есть любых повреждений или отклонений от норм за допустимые пределы. Это позволит своевременно выявлять опасные режимы эксплуатации оборудования и предотвратить непредвиденные отказы и аварийные ситуации.
Минимизация организационных простоев скважин, снижение затрат и продолжительности ремонтно-восстановительных работ за счет организационных мероприятий является актуальной и важной задачей для нефтяной отрасли.
Цель работы. Моделирование основных показателей эффективности ремонтно-восстановительных работ на скважинах и разработка комплекса алгоритмов и программных продуктов для их оптимизации. Основные задачи исследований.
-
Проанализировать эффективность работы бригад подземного и капитального ремонтов скважин на поздней стадии разработки Шаимской группы месторождений.
-
Разработать алгоритмы и программные продукты для байесовских методов статистического оценивания параметров распределения отказов по цензурированным выборкам, в условиях частичной априорной определенности и эмпирической байесовской оценки для параметрического семейства распределений Вейбулла.
-
Определить и провести численные исследования законов распределения отказов скважинного оборудования байесовскими методами статистического оценивания.
-
Разработать алгоритмы и программные продукты для численного моделирования технико-экономических показателей эффективности ремонтно-восстановительных работ на месторождениях.
-
Разработать методику оптимального назначения ремонтных бригад на скважины при планировании технического обслуживания и ремонта на основе Венгерского алгоритма, обеспечивающего максимальное паросочетание в двудольном графе.
Методы исследования и достоверность результатов. Для достижения цели использованы математические методы статистики и теории вероятностей. Проведенные исследования базируются на методах теории надежности и массового обслуживания, а достоверность результатов исследования обосновывается применением байесовских методов статистического оценивания законов распределения отказов исследуемых систем. Решение задач осуществлена на основе обработки фактических
данных по отказам установок ШСН и ЭЦН в условиях Шаимской группы нефтяных месторождений. Научная новизна.
-
На основе системного анализа показателей ремонтно-восстановительных работ разработаны основные принципы выбора критериев оптимальности.
-
Впервые установлены функции распределения обрывов (отворотов) насосных штанг и труб и определены границы верхних и нижних пределов их применимости байесовскими методами статистического оценивания.
-
Разработана методика оптимального назначения ремонтных бригад на скважины, основанная на Венгерском алгоритме, обеспечивающего максимальное паросочетание в двудольном графе, при планировании ремонтно-восстановительных работ.
Основные защищаемые положения.
-
Результаты системного анализа эффективности ремонтно-восстановительных работ на механизированном фонде скважин и принципы выбора критериев оптимальности.
-
Законы распределения отказов глубинонасосных установок, теоретические исследования вероятности безотказной их работы методами байесовского статистического оценивания (алгоритмы, программные продукты, результаты численного моделирования).
-
Методика численного моделирования технико-экономических показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта на примере Шаимской группы нефтяных месторождений (алгоритмы, программные продукты, результаты численного исследования).
-
Методика оптимального назначения ремонтных бригад на скважины при планировании ремонтно-восстановительных работ (алгоритмы, программные продукты)
6 Практическая ценность и реализация результатов работы.
-
Разработан алгоритм и программный комплекс для численного моделирования технико-экономических показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта механизированного фонда добывающих скважин.
-
Разработано и внедрено методическое руководство по повышению эксплуатационной надежности глубинно-насосных установок и выбору их режимов работы в условиях Кальчинского месторождения с годовым экономическим эффектом 3,54 млн.руб.
-
Разработан алгоритм и программный продукт для оптимального назначения ремонтных бригад на скважины, основанной на Венгерском алгоритме, при планировании технического обслуживания и ремонта.
-
Результаты исследования используются в учебном процессе на специальности «Прикладная математика» при изучении дисциплины: «Моделирование надежности функционирования нефтепромысловых систем».
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Наука и производство: параметры взаимодействия» (г. Сургут, ХМАО, 2003г.), межвузовской научно-технической конференции, «Инновации и эффективность производства», посвященной 50-летию ТюмГНГУ (г. Сургут, ХМАО-Югра, 2006г.), региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов, посвященной 50-летию ТюмГНГУ «Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях» (г. Нефтеюганск, ХМАО-Югра, 2006 г.), VI региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии -нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 2007 г.), научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2004-2007гг.).
По результатам проведенных исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе 2 статьи в журнале, рекомендованном ВАК России и одно методическое руководство.
Струюура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов, основных выводов, списка литературы из 122 наименований. Диссертация изложена на 171 страницах, таблиц - 76, рисунков 75.
Анализ деятельности бригад подземного и капитального ремонтов скважин и пути повышения эффективности их работы
Анализ работы бригад ТРС и КРС показал, что в большинстве НДП Западной Сибири производительность труда значительно снизилась. Так выработка в КРС снизилась в 2000 г. по сравнению с 1998 г. с 28,6 ремонта на бригаду до 20,7 ремонта. В то же время выработка возросла в ТРС с 99,34 до 107,44 ремонтов на бригаду, кроме ОАО НК «ЮКОС» - снизилась с 118,36 до 106,34 ремонтов на бригаду. Но если рассматривать альянс ЮКСИ (после поглощения компанией «ЮКОС» компании «Сибнефть»), то выработка возросла с 79,2 до 109,03 ремонтов на одну бригаду текущего ремонта скважин.
Укрупненный анализ неработающего фонда скважин по НДП Западной Сибири показывает, что из 22263 неработающих скважин примерно 10% не требуют подхода бригад текущего и капитального ремонта скважин (необходим ремонт наземного оборудования, технологические причины, ожидание закачки, отсутствие проезда). Около 8% скважин требует обустройства кустовых площадок [98-101].
Анализ фонда скважин, требующих капитального ремонта, показывает, что их можно разделить на три группы: 1. Скважины, требующие длительного и сложного ремонта ловильные работы, устранение аварий, ремонтно-изоляционные работы; 2. Скважины характеризующиеся меньшими затратами и достаточно высокими дебитами - обработка ПЗП, дополнительная перфорация, переход на другой горизонт; 3. Скважины, требующие индивидуального изучения - ликвидация негерметичности колонн, ликвидация парафино-гидратных пробок.
Из скважин, требующих текущего ремонта, основную долю (95%) занимают скважины, нуждающиеся в замене внутрискважинного оборудования (перевод на механизированную добычу и смену насоса, ликвидация обрыва штанг). Для обеспечения добычи нефти во все усложняющихся условиях эксплуатации месторождений, связанных с ростом пластового давления и обводненности продукции скважин, требуется значительные капитальные вложения. Увеличиваются эксплуатационные затраты, расходы на ремонт скважин также имеют выраженную тенденцию к увеличению [65,73].
Затраты, связанные с подземным ремонтом скважин прямо и полностью относятся на себестоимость добычи нефти и газа. Эти затраты складываются из заработной платы рабочих бригад, проводящих ремонт, затрат на эксплуатацию подъемников и спецагрегатов, амортизации комплекта оборудования, механизмов, инструмента для оснащения бригад, стоимости расходуемых материалов и прочих расходов [4].
Средняя продолжительность ремонта зависит непосредственно от объема (сложности) ремонтных работ на скважине и коэффициента смежности бригады подземного ремонта скважин (ТРС). Полное время отключения скважин определяется как t = t + At, где t - время пребывания на скважине основной бригады ТРС; At - разность полного времени и времени пребывания на скважине основной бригады ТРС. При существующей системе передачи и накопления информации довольно трудно получить данные для анализа составляющих затрат времени At [11, 58].
Если проводятся планово-профилактические ремонты, величина At сокращается за счет времени ожидания ремонта. Если же происходит авария, то время ожидания подготовительных бригад ТРС будет большим.
Увеличение времени ожидания связано, во-первых, с несовершенством существующей системы передачи информации об отказе, во-вторых, подготовительная бригада работает обычно в одну смену, что создает несоответствие ее деятельности с работой бригад ТРС. Следовательно, увеличение сменности работы подготовительных бригад будет способствовать сокращению времени ожидания подземного ремонта. В-третьих, невозможно сразу направить бригаду ТРС на аварийную скважину ввиду отсутствия зачастую в данный момент свободных бригад. Кроме того, At зависит от числа производственных бригад. Если ощущается их недостаток, то резко возрастает число скважин, ожидающих ремонта. В этом случае необходимо прогнозировать число подземных ремонтов скважин на плановый период и определять оптимальное число, как бригад ТРС, так и подготовительных бригад [58].
Непроизводственное время включает: непроизводственные работы, связанные с ликвидацией аварий, осложнений, браков, допущенных по вине бригады ТРС, очистка территорий вокруг скважины от замазученности, работой по подготовке скважин к ремонту, транспортировкой оборудования и прочих грузов и т.п. простои, вызванные отсутствием транспорта, метеоусловиями, бездорожьем, перерывами, обусловленными поломкой оборудования, неподготовленностью скважины и т.д.
Таким образом, ликвидация непроизводительных работ и простоев, обусловленных, в основном, организационно-техническими причинами и нарушениями трудовой дисциплины, являются резервом снижения времени на проведение ремонта, увеличения межремонтного периода работы скважин, увеличения добычи нефти и т.д.
Показано, что количество бригад ПРС за 7 лет уменьшилось от 25 до 20, то есть на 20%, количество ПРС на 6,7%, а выработка на бригаду ПРС выросла на 15,4%. Выросли также продолжительность и стоимость одного ПРС, соответственно, на 73% и 12,9 раза. При этом количество скважин, ожидающих ПРС, колеблется от 80 до 100 скважин ежегодно и составляют от 4,7 до 5,2% от действующего фонда.
В связи с ухудшением условий работы добывающего фонда скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений резко выросли объемы ремонтных работ, требующие РиР, ликвидации негерметичностей в эксплуатационных колоннах, ловильные работы и т.д. Все это привело к необходимости наращивания количества бригад КРС. За период с 1995 года по 2001 годы количество бригад КРС увеличилось в 2,2 раза, количество ремонтов в 2,7 раза, продолжительность и стоимость одного КРС — в 1,67 раза и 6,8 раза соответственно, а выработка на одну бригаду КРС увеличилась всего на 25% при увеличении сложности ремонтов КРС на 10%. Эти данные показывают, что ремонтные работы (ПРС и КРС) становятся более затратными и продолжительными, не смотря на незначительное увеличение сложности ремонтов, вызванные поздней (завершающей) стадией разработки месторождений. Низкой остается и выработка на одну бригаду ПРС и КРС (соответственно, рост на 15,4 и 25% за 7 лет).
Анализ показателей эффективности работы бригад ПРС и КРС в динамике требует применения более эффективных и прогрессивных способов и форм организации ремонтных работ на скважинах. Заметим так же, что количество скважин ожидающих КРС составляет более 7,5% от действующего фонда.
Алгоритм оценки вероятности безотказной работы в условиях частичной априорной определенности
Из таблиц видно, что по ТПП «Урайнефтегаз» проведены за 1999 год 706 операций - обработок. Дополнительно добыто 3941 м /сут углеводородного сырья. Наибольшее количество операций - обработок проведено в ЦДНГ - 3 и ЦДНГ - 4. За счет этих цехов обеспечена половина дополнительной добычи. Заметим, что наибольший эффект от обработок достигнут в ЦДНГ - 6 (9 м7сут на одну обработку). Наихудшие результаты наблюдаются в ЦДНГ - 8 и ЦДНГ- 2.
Указанные ингибиторы широко применяются для разрешения проблемы транспорта вязкой продукции на Западно-Даниловской залежи, Узбекском, Толумском , Ловинском месторождениях. Для этих целей было израсходовано 82,2 т ингибитора, в том числе ТХ —1907-3,63 т, ХГШП-004-41,7 т, СНПХ-7912-36,9 т. Протяженность защищаемых нефтепроводов составила 114 км.
За 1999г. с целью удаления парафинов из НКТ, выкидных линий скважин произведено 706 промывок горячей нефтью. Количество преждевременных отказов УШСН по причине парафиноотложения сократилось с 2,4 % в 1998г. до 1,2 в 1999г.
Эксплуатация большинства месторождений Шаимской группы осложняется отложением солей в подземном и наземном нефтепромысловом оборудовании. Отложение солей происходит при всех способах эксплуатации: фонтанном и механизированном (ЭЦН, ШСН). При этом на протяжении многих лет доля солеотлагающих скважин в каждом фонде, выделенном по способу эксплуатации, остается примерно постоянной. Так, в фонтанном фонде - примерно 10-15% от общего числа фонтанных скважин, в механизированном - 25-30% и 3-5% по отношению к фонду скважин, оборудованных ЭЦН и ШСН, соответственно [113].
Доля солеотложения скважин в фонтанном фонде, по-видимому, несколько занижена, поскольку образование солеотложений не ведет к быстрому выбытию их из эксплуатации, а наличие солей в фонтанных трубах выявляется при их ревизии, когда скважину переводят на механизированную добычу. Наиболее серьезные последствия от солеотложений возникают при добыче нефти электроцентробежными насосами (ЭЦН). Отложение солей на деталях ЭЦН приводит к их заклиниванию и пробою изоляции электрического кабеля. Очень часто насосы выходят из строя сразу после пуска, однако причина этого явления состоит не столько в обилии солей в продукции скважины, сколько в смешении добываемой воды с жидкостью глушения, в качестве которой используют раствор поваренной соли (NaCl) или хлористого кальция (СаСЬ).
Отложения солей наблюдаются в подъемных колоннах фонтанных и механизированных скважин. Особенно большую толщину они имеют в фонтанных скважинах, иногда закрывая до 0,5- 0,8 площади сечения труб. В ЭЦН соли встречаются на лопатках и сетках на приеме. Толщина отложений достигает 1 мм прежде, чем насос выйдет из строя. В штанговых глубинных насосах отложения солей наблюдались на втулках цилиндра, плунжера и клапанах.
Устьевое оборудование фонтанных и насосных (ЭЦН) скважин также подвержено солеотложению. В основном это штуцерные колодки и манифольды, где толщина отложения достигает 15-10 мм. Нередки случаи частичного или полного забивания солями запорных органов устьевых задвижек. Особенно интенсивные отложения до 10-40 мм наблюдаются в ПСМ, из-за чего замерные установки выходят из строя, если не принять своевременных мер (промывка соляной кислотой). Отложения солей радиоактивны и в наземном оборудовании без его вскрытия обнаруживаются радиометром ЛУЧ-4 повышением активности излучения до 20-100 рент, при фоновой 6 рентгенов.
Отложения солей в подъемных трубах, как правило, неравномерно распределены по длине колонны. Так, на скв. 74 Трехозерного месторождения при производстве изоляционных работ отложения солей, перекрывающие сечение труб на 80%, обнаружены только в верхней и нижней частях колонны.
В подземных коммуникациях отложения солей чаще всего обнаруживаются на штуцерах, задвижках, катушках и сварных швах. На последних иногда встречаются отложения толщиной до 5-10 мм. Однако возможны и равномерные отложения толщиной І4-3 мм, которые были обнаружены, например, в общем коллекторе ЗУ-1 на Трехозерном месторождении.
Характер и структура отложений неодинаковы и представлены очень плотными, с высокой адгезией, распространенными сплошным слоем солеотложениями, а также хрупкими, пористыми. В насосном оборудовании иногда встречаются отложения в виде скатанных зерен.
Отложения солей происходят в жаровых трубах блоков нагрева (БН) термохимической установки (ТХУ), где водонефтяная эмульсия проходит подготовку для отделения нефти от воды. Из-за этого уменьшается теплоотдача, что приводит к перегреву стенок труб и их прогарам. В результате уменьшается наработка печей. Для удаления солей периодически прокачивают через жаровые трубы 15% раствор соляной кислоты. В печах ДНС отложения малостойкие, адгезия между слоями слабая.
Изучение химического состава солей производилось на образцах, взятых из насосов, НКТ, выкидных линий, ДНС, ПСМ замерных установок (скв. №№ 429. 554, 1560, 68, 603, 609, 555, 1540 1512, 1392, 1308, 666, 1300, 400, 692, 1444, 878, 889, 1544, ДНС-2, ЗУ-31, ЗУ-41). Из 25-ти исследованных образцов по 17-ти содержание карбоната кальция составляет в среднем 77,9%, по четырем - 30,1% и по четырем - 4%. Карбонат магния обнаружен только в трех скважинах и составляет 10,5-23,5%). Во всех исследованных пробах обнаружены соединения железа. В среднем их содержание составляет 13,95%. Наличие нерастворимого остатка представлено в основном песком, на долю которого приходится 8,84%. Исключение из общей картины представляют отдельные участки Трехозерного месторождения, где отложения представлены сульфатом бария - ВаС 4 полностью (ЗУ 1,40) или частично (ЗУ-36):
Алгоритм расчета показателей технической готовности нефтепромысловых систем
Преобразование T не изменяет среднего значения длительности промежутка времени между последовательными моментами появления отказов оборудования.
Заметим, что трансформации Т г подвергается не первоначальный поток отказов элемента оборудования, а поток, уже преобразованный с помощью трансформации Г,. Если преобразование Г, так изменяет поток отказов элемента, что в нем остаются с вероятностью gt соседние по времени поступления отказы, с вероятностью 7Г - все п последовательных отказов, с вероятностью рхЯ - остаются отказы через один и т.д. с вероятностью /у- д, -предупреждаются п-\ последовательных отказов и т.п., то преобразование Г 2 приводит к еще большей трансформации потока отказов элемента, при которой в первоначальном потоке, претерпевшем преобразование Г,, остаются с вероятностью q2 соседние по времени поступления отказы, с вероятностью q" - все п последовательных отказов, с вероятностью ргЯг -остаются отказы через один и т.д., с вероятностью p2" lq2 - предупреждаются п-\ последовательных отказов и т.п.
Процесс технического обслуживания нефтепромыслового оборудования необходимо организовать так, чтобы было возможно осуществлять операции разрежения потока отказов, что применительно к элементу оборудования означает улучшение его эксплуатационных качеств в результате ремонта.
Если поток отказов /-го элемента системы является потоком с ограниченным последствием и с конечной интенсивностью, то последовательное улучшение технических и эксплуатационных характеристик элемента оборудования в процессе эксплуатации при к обслуживаниях, что можно интерпретировать как последовательное применение преобразований TqX,T42,... с Qkl=qhq2l...qkl- 0 при Л- -со, приводит к тому, что поток Тчкі,Тф_к,...,Тфі стремится к простейшему потоку с той же интенсивностью. Таким образом, Тчкі,Тчк_Уі,...,ТЧІі =Т0и , M gfejT (ЗЛ2) Преобразуя выражение (3.27) при к-» ад, имеем Известно, что для простейшего потока Таким образом, в процессе технической эксплуатации нефтепромысловых систем при условии постоянного улучшения методов их обслуживания поток отказов претерпевает процесс разрежения (увеличивается их надежность) и стремится по характеру к простейшему потоку. Эти рассуждения являются чисто качественными и позволяют в дальнейшем связать процесс эксплуатации нефтепромысловых систем с необходимостью увеличения их надежности, то есть с уменьшением интенсивности отказов (что приводит к разрежению потока отказов).
Эффективность использования фонда скважин в нефтедобывающей районах Западной Сибири в значительной мере обусловлена влиянием природно-климатических, геолого-физических и геолого-промысловых факторов, объективно формирующих повышенную частоту технико-эксплуатационных осложнений в скважинах и трудоемкость различные видов подземных работ. Затраты на ремонт скважин по региону составляют около 50% общеотраслевых. Увеличение средней глубины скважины повышает продолжительность, трудоемкость и стоимость их ремонта.
Неблагоприятные природно-географические условия, отдаленность региона, климатические и геоморфологические особенности местности обуславливают повышение трудоемкости и удорожание ремонта. При этом повышаются затраты на хранение оборудования материалов, строительство баз предприятий по капитальному ремонту скважин хозяйственным способом, транспортные расходы по поставке оборудования, материалов и т.д. Увеличиваются также нормы на технологические операции, часто работы вообще приостанавливаются. При вахтовом методе возникают дополнительные простои бригад. Эти данные в последние годы имеют тенденцию к росту.
Анализ осложнений показывает необходимость разработки методов управления работой фонда скважин, оборудованных установками ШСН и ЭЦН. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях требует развития определенных форм обслуживания, обуславливающих, в конечном счете, повышение эффективности нефтедобычи. При этом важно оценить возможность применения существующей техники и технологии, определить основные направления и задачи их совершенствования. Высокая надежность нефтепромысловых систем и малый объем ремонтных работ способствует увеличению межремонтного периода и коэффициента эксплуатации скважин, создают наиболее благоприятные условия в организации и управлении процессом нефтедобычи.
В сложившихся за последние годы условиях работы нефтедобывающей промышленности, обеспечение надежности работы скважин требует принципиально новой постановки и новых методических решений [47-49, 52, 54, 56, 62, 61, 68, 71, 75,16, 80, 93, 112].
Рассмотрим методику определения оптимальных периодов проведения аварийно-плановых ТОР и корректировка их по данным эксплуатации скважин. Исследуем проблему организации ТОР скважин в условиях Ловинского и Убинского месторождений. Учитывая специфику функционирования промысловых систем (УШСН, УЭЦН), ТОР можно осуществлять двумя способами: без остановки работающей системы и при остановке процесса добычи. Аварийно-профилактические ремонты проводятся только в условиях остановки добывающих скважин. В качестве критерия оптимальности используется максимум коэффициента готовности, характеризующегося средней долей времени, в течение которого скважина работает безотказно. Коэффициент готовности есть функция времени, и он связан с коэффициентом эксплуатации скважин: кэ=кгт- - (3.13) Из этой формулы следует, что с увеличением коэффициента готовности растет и коэффициент эксплуатации. Коэффициентом пропорциональности служит отношение Т+Тв . Учитывая, что тв= const при экспоненциальном законе распределения отказов, имеем, что коэффициент пропорциональности зависит от периода проведения технического обслуживания т.
Рассмотрим случай, когда восстановление скважин проводится только после проявления отказа скважинного оборудования. Предположим, что в скважинах фиксирование отказов происходит через некоторое время, распределенное по закону &(t). При данной стратегии обслуживания имеет следующий процесс эксплуатации и обслуживания скважин. Скважина, восстановленная в момент времени t=0, работает до отказа в течение случайного времени ; распределенного по закону F(t). Далее, от момента появления отказа t=%i до его проявления, скважина в течение случайного времени Ц/ простаивает в неработоспособном состоянии (наличие скрытого отказа). В случайный момент проявления t= i+jui отказа начинается ТО скважины, который длится случайное время Х\(М(Т]) = Т2), после которого скважина полностью восстанавливается. После ТОР весь процесс функционирования скважины и ее обслуживания повторяется.
Исследование экономических показателей надежности системы ТОР от начальной прибыли
Таким образом, при аварийно-плановых ТОР с увеличением Со на 50% максимальная удельная прибыль увеличивается примерно в 1,5 раза, оптимальный период проведения ремонтов при этом увеличивается незначительно. При проведении плановых ТОР межремонтный период увеличивается в 1,7 раза, но максимальная прибыль превышает прибыль, полученную при исходном Со лишь при продолжительности планового ремонта не более 7 сут., следовательно, на высоко дебитных скважинах при ta/tn 2 необходимо применять аварийно-плановые системы ТОР.
Исследование минимальных удельных затрат и максимальной удельной прибыли при изменении скрытых затрат. Рассмотрим влияние оптимальных периодов проведения ТОР и интенсивности отказов на минимальные удельные затраты и максимальную прибыль при Сс увеличенном на 40%. В табл. 5.4 и 5.5 представлены результаты расчетов.
На первом этапе рассмотрим зависимость минимальных затрат от наработки на отказ. Из табл. 5.4 и 5.5 видно, что при увеличении Сс min затраты выше, чем при исходном значении Сс. Например, при t0=350 исходные затраты на проведение плановых ТОР на установках ШСН Северо-Даниловского месторождения равны 14,5 тыс.у.е. при Сс=4500 и 19,5 тыс. у.е. при Сс=6300 у.е. При увеличении Сс на 40% минимальные затраты увеличились на 34,8%. Для УЭЦН Толумского месторождения при таком же оптимальном периоде проведения ТОР затраты выросли на 34,6%). Межремонтный период снижается в среднем на 4% для установок ШСН и на 6% для УЭЦН.
Далее исследуем зависимость минимальных затрат от интенсивности отказов. Чем дольше работает установка, тем больше отказов и тем выше удельные затраты, а так как интенсивность отказов зависит наработки на отказ, то с увеличением tn удельные затраты возрастают.
Зависимость максимальной прибыли от времени безотказной работы. Показал, что при увеличении скрытых затрат на 40% оптимальный период безотказной работы УШСН в условиях Толумского месторождения изменяется от 17 до 64 сут., а при исходном значении Сс от 54 до 197сут., т.е. межремонтный период снизился на 68%).
Рассмотрим зависимость максимальной удельной прибыли от отношения продолжительности аварийного ремонта к плановому для УЭЦН в условиях Северо-Даниловского месторождения. Показано, что при длительности планового ремонта 11 сут., прибыль от плановых систем ТОР при Сс, увеличенном на 40% в 2,27 раза больше, чем при исходном значении Сс. Отсюда следует, что при высоких скрытых затратах выгоднее проводить плановые ремонты с продолжительностью близкой к нормативной длительности аварийного ремонта.
Таким образом, при увеличении скрытых затрат на 40%) минимальные удельные затраты выросли на 30-40%), а наработка на отказ в среднем на 5%о. При критерии оптимальности максимальной прибыли наработка на отказ снизилась на 68%. Очевидно, такие низкие значения оптимального периода проведения технического обслуживания и ремонта на скважинах не найдут практического применения.
Далее исследуем влияние оптимальных периодов проведения ТОР и интенсивности отказов на минимальные удельные затраты и максимальную прибыль при Сс, уменьшенном на 40% . В табл. 5.6 и 5.7 представлены результаты расчетов.
Рассмотрим зависимость минимальных затрат от периода безотказной работы для УШСН Северо-Даниловского месторождения. Установлено, что при уменьшении скрытых затрат на 40% минимальные удельные затраты снижаются на 30%, межремонтный период на 4% .
Зависимость минимальных затрат от интенсивности отказов показывает, что чем дольше работает установка, тем больше отказов и тем выше затраты, а так как интенсивность отказов зависит наработки на отказ, то с увеличением tn затраты возрастают.
Рассмотрим зависимость максимальной прибыли от времени безотказной работы. При уменьшении скрытых затрат на 40% оптимальный период безотказной работы УШСН в условиях Толумского месторождения изменяется от 80 до 406 сут., а при исходном значении Сс от 54 до 197сут., т.е. межремонтный период увеличился почти вдвое.
Анализируем зависимость максимальной удельной прибыли от отношения продолжительности аварийного ремонта к плановому, для УЭЦН в условиях Толумского месторождения. Из таблицы видно, что при длительности планового ремонта 9 сут., прибыль от плановых систем ТОР при Сс, уменьшенном на 40% больше в 2,27 раза, чем при исходном значении Сс. При отношении нормативной длительности аварийного ремонта к плановому меньше 1,5 прибыль от проведения плановых ТОР на скважинах Толумского месторождения отрицательная, следовательно при данных значения Сс и ta/tn система плановых ТОР неэффективна.
Таким образом, уменьшение скрытых затрат приводит к увеличению межремонтного периода, снижению минимальных удельных затрат и увеличению максимальной прибыли.
Выбор критериев оптимальности при применении системы технического обслуживания и ремонта скважин
Исследование коэффициента готовности при оптимальных периодах, обеспечивающих минимум затрат и максимум прибыли.
Исследуем значения С(т) и S(x) при t0, обеспечивающих максимальное значение коэффициента готовности Результаты расчетов приведены в таблицах 5.8 и 5.9.
Зависимость коэффициента готовности от наработки на отказ при аварийно-плановых ТОР (табл.5.8) показала, что с увеличением времени безотказной работы коэффициент готовности уменьшается, так как t0 зависит от продолжительности планового ремонта и чем дольше длятся восстановительные работы, тем дольше скважина находится в нерабочем состоянии. При оптимальном периоде безотказной работы, рассчитанном для max S (x) и min С (т) значение коэффициента готовности больше. В частности, при оптимальном периоде проведения ТОР на скважинах с УЭЦН в условиях Северо-Даниловского месторождения 300 сут. коэффициент готовности при критерии оптимальности минимальных затрат на 0,012 доли единиц больше, чем при критерии оптимальности max коэффициента готовности. Зависимость коэффициента готовности от интенсивности отказов насосного оборудования подобна зависимости от наработки на отказ, так как интенсивность отказов зависит от t0, поэтому все вышесказанное относится и к этой зависимости.
При плановых ТОР (табл. 5.9) наибольшее значение коэффициент готовности имеет при t0, обеспечивающей максимальную прибыль, а наименьшие значения получаются при критерии оптимальности коэффициента готовности. Это происходит потому, что при maxS (x) межремонтный период намного меньше, чем при minC (x) и тахКг(т).
Таким образом, оптимальные периоды проведения ТОР, при которых достигаются minC (x) maxS (x) не являются оптимальными для достижения maxKr(x). Очевидно, использование в качестве критерия оптимальности maxKr(x) приводит к небольшому увеличению минимальных затрат и незначительному уменьшению удельной прибыли. С другой стороны, использование в качестве критерия оптимальности тахКг(х) позволяет увеличить межремонтный период работы скважин. Следовательно, позволяет обеспечить дополнительную добычу продукции.
Исследование минимальных затрат при оптимальном периоде проведения ТОР для коэффициента готовности и максимальной прибыли. Вычислим значения минимальных затрат при to, обеспечивающих максимальные значения критериев оптимальности (коэффициента готовности и максимальной прибыли). Результаты расчетов приведены в табл. 5.10 и 5.11.
Как видно из табл. 5.10 и 5.11, наименьшее значение минимальных затрат наблюдается при оптимальном периоде проведения ремонтов, обеспечивающем minC (x), Наибольшие затраты достигаются при критерии оптимальности max коэффициента готовности, так как t0 для Кг больше, чем для максимальной прибыли и минимальных затратах.
