WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Анализ динамики показателей эффективности ПРС по ТПП «Урайнефтегаз» показал, 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 составляет от 4,7 до 5,2% от действующего фонда. Низкой остается и выработка на одну бригаду ПРС и капитального ремонта скважин (КРС) (соответственно, рост на 15,4 и 25% за 7 лет).

Для повышения эффективности работы бригад подземного ремонта скважин необходимо планировать организационно-технические мероприятия с учетом существующей техники и технологии, применяемой в отрасли, разработать новые методические решения на основе законов распределения отказов скважин (по причинам отказов) с целью снижения затрат, сокращения бездействующего фонда скважин и повышения производительности труда бригад подземного ремонта скважин.

Второй раздел посвящен научному обоснованию направлений повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН.

Система технического обслуживания и ремонта (ТОР) скважин состоит из комплекса положений и нормативов, определяющих стратегию проведения ремонтных работ по поддержанию и восстановлению работоспособности и ресурса находящихся в эксплуатации скважинных установок.

При решении задачи обоснования требуемого уровня обобщенного показателя надежности работы нефтепромысловых систем обычно выбирают показатель эффективности технического обслуживания и ремонта скважин, характеризующий эффективность проводимых мероприятий Э, определяемый по формуле Эи - Этор Э =, Эи где Этор - показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин Cи + C Ln(1- n ) ЭТОР = 1-.;

Cи Ln(1- (pИ + p)0 ) Эи - показатель эффективности существующей (базовой) системы выполнения ремонтных работ на скважинах СиLn(1- n ) Эи = ;

Ln(1- pи0) Си - затраты на ремонты скважин в исходной базовой системе;

ри - надежность исходной базовой системы;

0, n - вероятность выполнения плана одной и n бригадами при условии отсутствия отказов скважин.

Показатель эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта скважин объединяет в себя всю информацию о надежности и эффективности базовой и внедряемой систем и может быть использован для обоснования требований по надежности на основе сравнительного анализа эффективности рассматриваемых систем. Если Этор 0, то применение ТОР будет эффективнее базовой системы. Поэтому относительное приращение надежности должно удовлетворять условию {(1-0)/0}[1-(1-0)], С р где = ; =.

Си ри Правая часть последнего соотношения задает минимально допустимую величину относительного приращения показателя p, при превышении которого целесообразно применять систему ТОР. Анализ формулы = показывает, что с повышением затрат на ТОР минимально допустимый уровень требуемого относительного приращения надежности возрастает и при определяется соотношением (1- p 0) и.

p и Преобразуем выражение к виду Ртор [1- (1- pи0 )d ], (*) где Р - требуемый уровень надежности ТОР;

тор Си + С d =.

Си Из этого соотношения следует, что внедрение системы ТОР с уровнем надежности Р целесообразно, если при данном d выполняется условие (*).

тор Поэтому неравенство (*) задает минимально допустимый уровень надежности, который должен быть достигнут при применении системы ТОР, чтобы ее внедрение вместо существующей (базовой) было целесообразно.

Проведенные исследования для условий Урало-Поволжья и Среднего Приобья показывают, что для обеспечения эффективности существующей на нефтяных промыслах системы технического обслуживания необходимо обеспечивать надежность системы не ниже 0,8 и 0,9 для ШСН и ЭЦН соответственно, при этом коэффициент эксплуатации не должен опускаться ниже 0,93. В современных условиях, когда фонд скважин старый, а месторождения введены в разработку в 70-х годах прошлого столетия, для обеспечения требуемой надежности работы необходимо принять новую схему организации ремонтных работ. При этом необходимо в качестве критерия оптимальности использовать коэффициент технической готовности и стремиться обеспечить максимальную прибыль при снижении затрат и количества отказов до минимума.

Исчерпывающей характеристикой надежности нефтепромыслового оборудования является закон распределения времени безотказной работы. По результатам обработки промысловых данных по отказам установок ЭЦН с применением существующих методов анализа были получены законы распределения отказов по месторождениям Даниловской и Тюменской свит, которые описываются распределением Вейбулла (табл.1). Для оценки близости статистического и теоретического распределений были применены критерии К, Пирсона (2-хи-квадрат) и А.Н. Колмогорова.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений интенсивность отказов растет по криволинейному закону, вызвана старением, износом деталей и условиями их эксплуатации. Показано, что для обеспечения допустимой нижней границы надежности работы установок ЭЦН интенсивность отказов не должна превышать критических величин, например: 0,0055 для отворотов и обрывов труб на месторождениях Даниловской свиты; 0,0035 - на месторождениях Тюменской свиты.

Таблица Закон распределения отказов УЭЦН Вид отказа Вероятность Интенсивность безотказной работы отказов Отказ УЭЦН, Даниловская свита, Североt t (t) = 0,0044( )0,P(t) = exp- ( )1,Даниловское месторождение 428,428, Отказ УЭЦН, Даниловская свита, t t (t) = 0,0045( )0,P(t) = exp- ( )1,Мортымья-Тетеревское месторождение 330,330, Отказ УЭЦН, Даниловская свита, t t (t) = 0,0047( )0,P(t) = exp- ( )1,Толумское месторождение 358,358, Отказ УЭЦН, Тюменская свита, Ловинское t t (t) = 0,0040( )0,P(t) = exp ( )1,- 399,месторождение 399, Отказ УЭЦН, Тюменская свита, Убинское t t (t) = 0,0060( )0,P(t) = exp- ( )1,месторождение 266, 266,0,1,Отвороты (обрывы) насосно t t (t) = 0, P(t) = exp - компрессорных труб на месторождениях 284,284, Даниловской свиты 0,1,Отвороты (обрывы) насосно t t (t) = 0, P(t) = exp- компрессорных труб на месторождениях Тюменской свиты 0,1,Ловильные работы по извлечение УЭЦН с t t (t) = 0, P(t) = exp - забоя на месторождениях Даниловской 274,274, свиты Анализ интенсивности отказов УЭЦН по месторождениям ТПП «Урайнефтегаз» подтверждает утверждение о снижении надежности глубинно-насосного оборудования во времени и показывает в целом рост интенсивности отказов. Это объясняется особенностями геологического строения месторождений и достаточно старым фондом скважин, пробуренным с частичным нарушением требований по строительству скважин.

Полученные функции распределения отказов УЭЦН дают исчерпывающую характеристику рассматриваемого процесса как интегральный показатель, но требуют оценки адекватности физическим процессам.

Существуют различные методы и способы байесовской оценки показателей надежности. В данной работе использованы непараметрические байесовские оценки, основанные на процессах Дирихле и оценка надежности для параметрического семейства Вейбулла (табл. 2).

Таблица Расчетные формулы байесовской оценки Метод Точечная оценка ВБР Апостериорная дисперсия Непараметрическая оценка R *(t) = E[R(t) |(,)] = E[R2 (t) |(,)] - R (t) на процессах Дирихле R* N N Оценка для d dN N €j € €j € RN ( )+1 ln Rj RN ( )+2 ln Rj nj n j параметрического j=€*(t0) j =1 €* €* Rэ = = - Rэ2 (t0 ) Rэ (t0 ) N N семейства Вейбулла (при d N €j € €j €j dN RN ( ) ln Rj RN ( ) ln R nj n j известном ) j =1 j=d dN -N N N j -Оценка для € € d dN j N µ N ( j € +1) µ N ( + 2) €j N N €j € € €j € € Rj ln Rj Rj ln Rj nj n j параметрического j= €*(t0) j =1 d €*€* Rэ = = - Rэ (t0 ) Rэ (t0 ) dN -N N j -1 € N € d dN семейства Вейбулла (при j N µ € ) µ N ( j € ) N ( j N N €j € € €j € € Rj ln Rj Rj ln Rj nj n j неизвестном ) j =1 j=Примечание: расшифровка переменных, использованных в расчетных формулах, виду ограниченности объема автореферата приведена в диссертационной работе.

Анализ точечных байесовских оценок вероятности безотказной работы показал, что предложенные методы дают удовлетворительную для практики сходимость фактических и расчетных показателей. В то же время зависимость оценок среднеквадратического отклонения показывает более высокую устойчивость байесовской оценки отклонения при методе R* параметрического семейства Вейбулла, чем при применении непараметрической оценки, основанной на процессе Дирихле.

Для организации ремонтных работ на скважинах предлагается использовать систему технического обслуживания и ремонта при критериях оптимальности, характеризующих основные технико-экономические показатели работы фонда скважин (табл. 3).

Таблица Алгоритм определения технико-экономических показателей ТОР Показатель Система ТОР, предусматри– Система плановых ТОР вающая выполнение плановых и аварийных ремонтов Максимум коэффициента 1 P(0 ) готовности - max Kг( ) 1+ ( - )(0 ) 1+ ( - )f (0 ) a п а п Минимальные удельные F(0 ) (Cаа - Cпп )(0) Cc + (Cаа - Cпп )(0 ) * P(0) затраты - min C ( ) Максимальная удельная C0 - (Ca - Cп )(0 ) C0P( )- C0F( )- (Ca - Cп )f ( ) a п 0 0 a п * 1+ ( - )( ) 1+ ( - )f ( ) прибыль - max S ( ) а п 0 а п где 0 - оптимальный период проведения ремонтов; а, п – продолжительность аварийного и планового ремонта; Са, Сп – стоимость аварийного и планового ремонта; () - интенсивность отказов; f() - функция распределения отказов, P()- вероятность безотказной работы, F()- вероятность отказа, Сс – стоимость скрытого отказа.

Третий раздел посвящен моделированию и управлению техникоэкономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта в добывающих скважинах в условиях ТПП «Урайнефтегаз».

По результатам анализа особенностей геологического строения продуктивных пластов и состояния разработки месторождений ТПП «Урайнетегаз» выделено две группы месторождений – Даниловская и Тюменская свиты. Поэтому численное моделирование технико-экономических показателей эффективности системы ТОР установок ЭЦН проведено в разрезе этих свит.

Ранними исследованиями стратегий технического обслуживания и ремонта, проведенными Кучумовым Р.Я., Пчелинцевым Ю.В., Кучумовым Р.Р., Пяльченковым Д.В. и рядом других исследователей, была обоснована целесообразность применения стратегии технического обслуживания и ремонта, основанной на проведении плановых ремонтов (профилактик) с ликвидацией преждевременных отказов добывающих скважин.

Анализ применения различных стратегий организации ТОР установок ЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз» показал, что при использовании вышеуказанной стратегии достигаются более высокие показатели по коэффициенту готовности (на 4-11% выше) и наблюдается рост оптимального периода проведения технических обслуживаний (до 243 суток).

Сводные данные по эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта (планово-аварийные ТОР) установок ЭЦН на скважинах приведены в табл. 4.

Таблица Технико-экономические показатели эффективности системы ТОР Месторождение Кг, д.е. Топт, сут. Затраты, у.е. Прибыль, у.е.

Даниловская свита Северо-Даниловское 0,9712 224 196,7 Мортымья-Тетеревское 0,9571 223,3 296,7 Толумское 0,9631 203,8 253,6 Тюменская свита Ловинское 0,9655 243,3 236,8 Убинское 0,9457 210,3 380,5 Из таблицы видно, что самый высокий коэффициент готовности - на Северо-Даниловском месторождении, самый низкий - на Убинском, а оптимальный период проведения ремонтов варьируется в пределах от 203,8 до 243,3 суток.

Используя полученные данные, можно сделать вывод о том, что применение стратегии плановых профилактик и внеплановых ремонтов в условиях месторождений ТПП «Урайнефтегаз» наиболее эффективно.

Использование этой стратегии позволяет получить высокие показатели надежности работы насосов УЭЦН при больших периодах проведения ТОР, в среднем превышающих в 3,4 раза периоды проведения ТОР при использовании стратегии плановых профилактик. Так, коэффициент готовности увеличивается в среднем на 4,5%; при этом позволяет увеличить рентабельность работы скважины за счет снижения удельных затрат и увеличения удельной прибыли.

Сравнение полученных минимальных удельных затрат показывает эффективность проведения планово-аварийных ТОР насосов ЭЦН. Это позволило уменьшить удельные затраты на обслуживание скважин СевероДаниловского месторождения на 39%; на Мортымья-Тетеревском месторождении - на 53%; на Толумском месторождении - на 45%; на Ловинском месторождении - на 59%; на Убинском месторождении - на 48%.

Расчеты показали также, что проведение планово-аварийных ТОР в скважинах вышеперечисленных месторождений позволяет получить дополнительную удельную прибыль в размере от 4,3% до 10,5%. Но при этом уровень интенсивности отказов остается несколько выше, чем при использовании стратегии плановых профилактик.

Использование в качестве критерия оптимальности максимума коэффициента готовности дает возможность увеличить межремонтный период работы скважин, следовательно, позволяет обеспечить дополнительную добычу скважинной продукции. Так, оптимальная периодичность ремонтов увеличивается в среднем на 54% для затрат и на 22% для прибыли.

Как отмечалось выше, отказы установок ЭЦН часто сопровождаются полетом глубинного насоса на забой. При этом на забое могут оказаться как сами установки, так и их элементы, например, при разрушении конструкции насоса. В последнее время на месторождениях с высокой агрессивностью пластовых вод при наличии искривления скважины свыше допустимых пределов и высоком уровне обводненности наблюдаются полеты установок ЭЦН вместе с элементами подвески (обрывы и отвороты колонны насоснокомпрессорных труб) за счет коррозионно-механического изнашивания.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»