Научное обоснование и разработка комплекса мероприятий по повышению эффективности эксплуатации насосного оборудования в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, доктор технических наук Пчелинцев, Юрий Владимирович

• Пчелинцев, Юрий Владимирович
• доктор технических наук
• 2000

Оглавление диссертации доктор технических наук Пчелинцев, Юрий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОБЛЕМА ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ШСН В ЧАСТО РЕМОНТИРУЕМЫХ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ.

1.1. Эффективность эксплуатации установок ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах.

1.2. Анализ эффективности применения импортных ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах на месторождениях России.

1.3. Оценка влияния кривизны ствола скважины на работу ШСН в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах.

Выводы по разделу.

2. ДОЛГОВЕЧНОСТЬ РАБОТЫ УСТАНОВОК ШСН В ЧАСТО РЕМОНТИРУЕМЫХ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ.

2.1. Долговечность штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах.

2.2. Механизм разрушения штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах.

2.3. Методы повышения долговечности работы штанг в часто ремонтируемых наклонно-направленных скважинах.

Выводы по разделу.

3. ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИМПОРТНЫХ УЭЦН В ЧАСТО РЕМОНТИРУЕМЫХ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ.

3.1. Опыт эксплуатации импортных УЭЦН.

3.2. Разработка мероприятий по улучшению работы импортных УЭЦН в наклонно-направленных скважинах.

3.3. Оценка эффективности работ по внедрению импортных глубинных насосов в часто ремонтируемых наклоннонаправленных скважинах.

Выводы по разделу.

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА УСТАНОВОК ЭЦН И ШСН В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ.

4.1. Выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем.

4.2. Исследование влияния обрывов и отворотов насосных штанг и труб на коэффициент технической готовности наклонно-направленных скважин.

4.3. Моделирование коэффициента технической готовности скважин, оборудованных установками ШСН в интенсивно искривленных скважинах.

4.4. Моделирование показателей штанговых глубинно-насосных установок в наклонно-направленных скважинах.

4.5. Моделирование коэффициента технической готовности УЭЦН в наклонно-направленных скважинах.

4.6. Моделирование системы технического обслуживания на наклонно-направленных скважинах, оборудованных установками ЭЦН.

Выводы по разделу.

5. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ УСТАНОВОК.

5.1. Моделирование экономических показателей ликвидации обрывов и отворотов насосных штанг и компрессорных труб.

5.2. Исследование экономических показателей эффективности технического обслуживания штанговых глубинно-насосных установок.

5.3. Моделирование экономической эффективности применения технического обслуживания и ремонта интенсивно искривленных скважин, оборудованных ШСН.

5.4. Моделирование экономических показателей эффективности технического обслуживания установок ЭЦН в наклонно-направленных скважинах (пласт БП9 Тарасовского месторождения).

5.5. Моделирование экономических показателей технического обслуживания У ЭЦН в наклонно-направленных скважинах (пласт БПв Тарасовского месторождения).

5.6. Моделирование замены элементов глубинно-насосного оборудования при длительной эксплуатации в наклоннонаправленных скважинах.

Выводы по разделу.

6. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОВЫШЕНИЯ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЧАСТО РЕМОНТИРУЕМЫХ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН.

6.1. Применение эффективных технологий восстановления фонда часто ремонтируемых наклонно-направленных скважин и привлечение дополнительных инвестиций на основе лизинга оборудования.

6.2. Обоснование стимулирования добычи нефти.

6.3. Анализ опыта нефтяных компаний по повышению рентабельности часто ремонтируемых наклонно-направленных скважин.

Выводы по разделу.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научное обоснование и разработка комплекса мероприятий по повышению эффективности эксплуатации насосного оборудования в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах»

Актуальность работы. Стабильность работы нефтяной промышленности России в ближайшие годы будет определяться эффективностью использования фонда скважин, в первую очередь, наклонно направленных скважин (ННС) Западной Сибири. Ситуация в настоящее время такова, что простаивает до половины фонда скважин. В основном это часто ремонтируемые наклонно направленные скважины (ЧРННС). Ключ к их рентабельности находится в решении инженерно-технологических и экономических задач.

Характерной особенностью современного этапа развития нефтедобывающей отрасли страны является уменьшение объемов добычи нефти, увеличение бездействующего, простаивающего и малодебитного фонда скважин, увеличение обводненности добываемой продукции, недостаточного финансирования и т.д. Поэтому самой актуальной задачей нефтяной отрасли является уменьшение количества бездействующих и простаивающих скважин. В целом фонд бездействующих скважин в 90-х годах возрос в 4,5 раза, с 8,7 до 40 тыс. скважин в среднем по России (28% фонда), в то время как в 70-80 годах норматив Миннефтепрома был 2-4%. В 1992 и 1999 гг. Правительство РФ в специальных постановлениях для стимулирования ввода бездействующих скважин предусмотрело ряд экономических льгот. Но несмотря на это, и даже в условиях небывалого роста цен на нефть в 1999 г. (в 3,5 раза, с 8 до 30 долл. за баррель) кардинального уменьшения количества бездействующих скважин не получено. Это оказалось связано с тем, что не решены должным образом инженерно-технологические задачи этой проблемы. До сих пор в широких масштабах не применяются высокоэффективные системы технического обслуживания и ремонта скважинного нефтепромыслового оборудования, позволяющие значительно повысить коэффициент технической готовности скважинного оборудования и уменьшить затраты на его ремонт.

Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин относятся к сложным, с точки зрения оптимизации, управляемым процессам. Это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных факторов, а также параметров, не поддающихся контролю и изучению. Необходимость одновременного регулирования довольно большого количества технологических и усложняющих нормальную работу скважин параметров затрудняет комплексную разработку проблемы работы фонда скважин. Ее решению посвящены исследования А.Н. Адонина, А.С. Вирновского, В.П. Максимова, И.Т. Мищенко, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, Н.Н. Репина, Ю.В. Зайцева, Г.В. Молчанова, М.М. Загирова, Р.А. Максутова, С.Г. Бабаева, Я.Г. Кагана, Н.Ш. Алиева, В.А. Афанасьева, М.Д. Валеева, М.Ф. Вахитова, С.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина Б.Б. Крумана, JI.C. Каплана и многих других.

Исследованию рациональной разработки нефтегазовых месторождений с применением различных методов оптимизации посвящены работы А.Х. Мирзаджанзаде, Г.Г. Вахитова, Г.С. Степановой, Р.Н. Дияшева, Ю.П. Желтова, А.И. Акулыиина и других.

На эксплуатационную надежность работы скважин, оборудованных установками ШСН и ЭЦН, влияет совокупность физико-химических и геолого-технических факторов, среди которых есть управляемые: режимы откачки, типоразмеры, компоновки колонн штанг и т.д.

Подбирая эти факторы для каждой конкретной скважины по существующим методикам, с учетом их влияния на надежность, можно получить требуемый дебит, частично уменьшая при этом отрицательное влияние на межремонтный период (МРП) свойств добываемой жидкости и т.д. Однако один и тот же фактор, изменяющийся в одних и тех же пределах, может быть или не быть осложняющим в зависимости от всей совокупности факторов исследуемого месторождения. Поэтому перечень осложняющих факторов в рассматриваемом месторождении может быть выявлен только на основе количественного анализа влияния их изменения на надежность глубинно-насосных скважин.

В настоящее время нет универсальной методики, в которой были бы учтены все составляющие нагрузок на скважинное оборудование в осложненных условиях эксплуатации. Неправильный их учет при выборе режимов откачки, типоразмеров, других характеристик глубинно-насосных установок приводит к преждевременному отказу.

К числу факторов, существенно влияющих на эксплуатационную надежность скважинного оборудования, относятся обводненность, вязкость и минерализованность добываемой продукции, эмульсия, содержание газа и сероводорода и т.д. Коррозионное действие среды наблюдается, главным образом, в обводненных скважинах, т.к. при этом происходит увеличение коррозионной активности среды и обращение водонефтяной эмульсии. При этом вода становится дисперсной средой и активизирует коррозионный процесс, интенсивность которого зависит от сероводорода, окиси углерода и других стимуляторов коррозии.

Более значительным и сложным является действие воды на подземное оборудование. При откачке продукции скважин следует учитывать вязкость и смазывающие свойства нефтей, обусловленные как различием вязкости, так и различием состава и физико-химических свойств компонентов нефти. Например, при откачке высоковязких жидкостей величина нагрузки от трения сопоставима с весом колонны штанг или столба жидкости выше насоса. Указанные нагрузки влияют не только на МРП работы насосных штанг, но и значительно снижают производительность насоса.

При откачке обводненной продукции происходит отложение неорганических солей и парафина на поверхности оборудования, что приводит к снижению подачи, увеличению нагрузок на детали и узлы установок; увеличивается гидродинамическое трение, происходит заклинивание и уменьшение сечений в зазорах и т.д. Если интенсивность отложения неорганических солей зависит от величины перенасыщенности попутно добываемых вод сульфатом и карбонатом кальция, то кристаллизация парафина зависит от дебита скважины, температуры жидкости, обводненности, газового фактора и т.д.

Влияние на отказы ЭЦН этих факторов аналогично их влиянию на отказы ШСН и составляет около трети всех отказов. С точки зрения эксплуатационной надежности работы установок ЭЦН важное значение имеет температура ПЭД, которая определяется степенью нагрева жидкости в зоне насосной установки, в зазоре между ПЭД и обсадной колонной. Степень нагрева жидкости зависит от режимов работы и типоразмеров УЭЦН, а также от свойств добываемой жидкости.

Работа оборудования в вертикальных скважинах хорошо изучена, в то же время его работа в искривленных скважинах, число которых в последние годы заметно растет, изучена недостаточно. Основные осложнения при работе УШСН в искривленных скважинах обусловлены резким ростом сил трения. Работа, затрачиваемая на трение, направлена на преодоление внешних сопротивлений (трение штанг о трубы и плунжера о цилиндр, трение столба жидкости о насосы и НКТ и трение штанг о жидкость). При эксплуатации наклонных скважин штанговыми насосами наблюдается интенсивный износ штанг, штанговых муфт и НКТ. Вследствие этого резко снижаются сроки их службы. Кроме того, в искривленных скважинах резко возрастают осевые нагрузки на колонну штанг в точке подвеса ее при ходе вверх. Трение штанг о жидкость при ходе вниз может привести к «зависанию штанг». Вследствие этого возникает удар, который приводит к обрыву колонны штанг, износу редуктора, обрыву канатной подвески и других узлов СКН.

Анализ работ показывает, что влияние осложняющих факторов на межремонтный период работы скважины зависит от того, в каких сочетаниях эти факторы характеризуют условия эксплуатации скважинного оборудования. Поэтому для оценки влияния на МРП каждого фактора необходимо учесть всю совокупность факторов, меняющихся от скважины к скважине данного месторождения. Количество изменяющихся факторов зависит от геологических особенностей месторождения, физико-химических свойств откачиваемой продукции, техники и технологии добычи.

Одной из основных задач, решаемых в процессе эксплуатации скважин, является обеспечение их надежной работы. Острота этой проблемы обусловлена отказами при высоких значениях эксплуатационных нагрузок. На практике в качестве показателя надежности принято оперировать средней величиной МРП независимо от вида подземных работ. Такой подход к оценке деятельности промыслов совершенно неверен. Его аналогом для скважины является средняя наработка на текущий ремонт. Для оценки частоты обрывов могут быть использованы формулы А.С. Вирновского, М.М.Саттарова и для продолжительности работы насоса - формула A.M. Пирвердяна. Эти зависимости достаточно полно отражают особенности на конкретных месторождениях, для которых они получены, но не могут быть распространены на месторождения при существенно отличающихся условиях. Они применимы только для нормальных условий эксплуатации, когда нагрузки на детали и узлы установок далеки от предельно допустимых и не учитывают всей совокупности факторов, осложняющих эксплуатацию глубинно-насосных установок. В ряде работ скважины предварительно классифицировались на группы, а затем методом дисперсионного или регрессионного анализа изучалось влияние изменения осложняющих факторов на показатели надежности скважин в группе. Указывается на низкую точность опенки МРИ. Эти модели не учитывают изменение факторов во времени.

Отсутствие комплексного метода затрудняет выявление количественных зависимостей МРП и их использование на практике, следовательно, необходима разработка методических решений, учитывающих особенности совокупности факторов.

В сложившейся ситуации возникла необходимость создания новых типов защитных устройств для ЧРННС, компенсирующих и нейтрализующих воздействие изгибов и вибраций, модели анализа ЧРННС как самого оперативного и экономически эффективного критерия и инструмента для работы с фондом ННС, а также разработки новых технологий, техники, экономических методов для рентабельной эксплуатации ЧРННС и усовершенствования используемых технологий и т.д.

Решению этой проблемы посвящена диссертационная работа и определены цель и задачи исследований.

Цель работы. Научное обоснование и разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах.

Основные задачи исследований:

• анализ эффективности эксплуатации отечественных и импортных установок ШСН в наклонно направленных и интенсивно искривленных скважинах;

• оценка влияния показателей кривизны ствола скважины на надежность работы установок ШСН;

• исследование долговечности штанг и механизма их разрушения в искривленных скважинах;

• разработка методов повышения эксплуатационной надежности работы штанг;

• обоснование эффективной эксплуатации импортных и отечественных установок ЭЦН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах;

• выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем и организация ремонтных работ;

• моделирование показателей технической готовности установок ШСН в наклонно направленных скважинах и оценка влияния обрывов и отворотов насосных штанг и труб на ее надежность;

• моделирование коэффициента технической готовности УЭЦН в наклонно направленных скважинах;

• моделирование экономических показателей эффективности технического обслуживания установок ШСН в искривленных скважинах;

• исследование показателей экономической эффективности технического обслуживания и ремонта установок ЭЦН в наклонно направленных и интенсивно искривленных скважинах;

• моделирование замены элементов глубинно-насосного оборудования при длительной эксплуатации в наклонно направленных скважинах;

• экономические основы повышения рентабельности эксплуатации часто ремонтируемых наклонно направленных скважин.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использовались методы математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания сложных нефтепромысловых систем.

Научная новизна.

1. На основе анализа фонда нефтяных скважин определены характерные проекции форм ствола скважины, введен показатель спиральности, связывающий долговечность работы насосного оборудования с показателями формы ствола и позволяющий определить опасные участки ствола наклонно направленных и интенсивно искривленных скважин.

2. Установлено, что при расчетах штанг на прочность необходимо учитывать поперечные динамические нагрузки, асимметричность циклов нагружения и дополнительные изгибающие, скручивающие усилия, упругие пространственные деформации штанг, особенно на участках знакопеременной кривизны.

3. Определено, что отказы (обрыв и отворот штанг) штанговых колонн в наклонно направленных скважинах подчиняются распределению Вейбулла. При этом эксплуатационная надежность работы штанговых колонн в наклонно направленных скважинах на 10-15% ниже, чем в вертикальных.

4. На основе изучения отечественного и зарубежного опыта, анализа промыслового статистического материала, расчета долговечности работы глубинно-насосного оборудования в наклонно направленных скважинах разработана методика определения опасных для штанговых насосов участков, определения оптимальных интервалов установки насосов и предохранительных устройств с использованием ПЭВМ.

5. На основе анализа эффективности эксплуатации импортных и отечественных УЭЦН в наклонно направленных скважинах, а также обработки промыслово-статистического материала, разработана методика расчета кривизны ствола скважины, которая позволяет определять оптимальные интервалы подвески УЭЦН, места установки предохранительных устройств, скорость спуско-подъемных работ в опасных участках, выделить самый опасно искривленный участок скважины.

6. Обоснованы новые технико-технологические и экономические решения в выполнении ремонта скважин и повышении эксплуатационной надежности глубинно-насосного оборудования.

На защиту выносятся результаты научных исследований по обоснованию и разработке комплекса мероприятий по повышению технической эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования в часто ремонтируемых интенсивно искривленных наклонно направленных скважинах в осложненных условиях эксплуатации.

Достоверность научных результатов. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания на основе обработки большого количества фактического промыслового материала с широким применением ПЭВМ и наличием положительного эффекта от промышленного внедрения.

Практическая ценность работы.

1. Показано, что отказы насосного оборудования в наклонно направленных и интенсивно искривленных скважинах подчиняются распределению Вейбулла. Определена оптимальная периодичность проведения технического обслуживания и ремонта при нижней допустимой границе вероятности безотказной работы и максимальной величине интенсивности отказов.

2. Впервые предложены центратор шарнирный и переводник гибкий шарнирный, предназначенные для нейтрализации негативного влияния всего комплекса пиковых нагрузок от изгибов, вибраций, заклиниваний, сил трения штанг об НКТ, кручения, ударных нагрузок на штанги и штанговые глубинные насосы для повышения долговечности работы штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах.

3. Предложены более целесообразные и эффективные варианты организации ремонта скважин, оборудованных импортными установками ЭЦН путем создания совместных с иностранными компаниями сервисных центров.

4. Выявлено и классифицировано совместное действие изгибов и вибраций, как главных источников отказов глубинных насосов в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах, обоснованы методы их определения, закономерности возникновения, составление программного комплекса для расчета нормативной долговечности глубинных насосов.

5. Разработан стандарт предприятия «Методика моделирования показателей эффективности системы технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах» (СТП 39-0000000-001-00), который применяется на промыслах ОАО «Тюменнефтегаз».

6. Разработан и внедрен стандарт предприятия «Методика моделирования экономических показателей эффективности технического обслуживания и ремонта глубинно-насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах» (СТП 39-0000000-002-00), который применяется в ОАО «Тюменнефтегаз».

7. Разработан программный комплекс по моделированию технико-экономических показателей эффективности применения системы технического обслуживания и ремонта в искривленных скважинах.

Реализация результатов работы.

На основе результатов исследований разработан и внедрен комплекс мероприятий по повышению эффективности работы часто ремонтируемых наклонно направленных и интенсивно искривленных скважин - на Ново-Хазинском месторождении ПО «Башнефть» (1970 г.); в ОАО «Коминефть» (1993 г.), ОАО «Юганскнефтегаз» (1996 г.), АО «Красноленинскнефтегаз» (1993 г.), АО «Варьеганнефтегаз» (1994 г.), ОАО «Роснефть-Пурнефгегаз» (1994-95 гг.), ОАО «Нижневартовскнефтегаз» (1992, 1998 гг.), ОАО «Краснодарнефтегаз» (1995 г) и ОАО «Тюменнефтегаз» (2000 г).

Экономический эффект от внедрения комплекса мероприятий составляет 25 315 тыс. руб. в ценах на 01.01.2000 г., дополнительно получено 1085 тыс. тонн нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научно-технических советов НГДУ «Южарланнефть» (1970, 1971 гг.), ПО «Башнефть» (1970 г.), НГДУ «Юганскнефть» (1994 г), Минтопэнерго РФ (1994 г.), ОАО «Черногорнефть»

1993 г), НК «Роснефть» (1995 г), ОАО «Юганскнефтегаз» (1995 г.), НГДУ «Приобьнефть» (1996 г.), ОАО «Нижневартовскнефтегаз» (1998 г); в Комитете нефтяной промышленности РФ (1993 г); секции геологии и нефтедобычи ГП «Роснефть» (1993 г), АО «Роснефть-Пурнефтегаз» (1995 г); Президиуме объединенного научно-технического совета Минтопэнерго РФ 22 февраля 1995 г; Российско-канадской научно-технической конференции в г.Тюмени (1995 г); на заседании Всероссийского Выставочного центра (1993 г); на II Международном форуме нефтяников в г. Дубай, ОАЭ (1995 г); на юбилейной конференции посвященной 25-летию СибНИИНП «Состояние, проблемы направления развития нефтяной промышленности в XXI веке», г. Тюмень, 2000 г.; Второй Всероссийской научно-технической конференции по моделированию технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий, г. Тюмень 2000 г.; Юбилейной научной сессии посвященной 70-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва 2000 г. и на научно-методических семинарах кафедры «Прикладная математика» ТюмГНГУ, 1998-2000 гг.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликована 61 печатная работа, в том числе 3 монографии, 40 статей и 2 стандарта предприятий.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 175 наименований, и приложения. Работа изложена на 484 страницах машинописного текста, содержит 186 рисунков и 100 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Пчелинцев, Юрий Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. С учетом определенных автором основных проекций форм ствола скважин впервые был введен показатель спиральности, связывающий долговечность работы насосного оборудования с показателями формы ствола и позволяющий определить опасные участки ствола наклонно направленных и интенсивно искривленных скважин.

2. На основе анализа эффективности эксплуатации УШСН показано, что в последние годы возникли и недостаточно решены технические и экономические вопросы рационального использования УШСН в наклонно направленных скважинах. Установлено, что на промыслах Западной Сибири наиболее остро стоит проблема эксплуатации часто ремонтируемого фонда со штанговыми глубинно-насосными установками. В эту категорию скважины с УШСН зачисляются в два раза чаще, чем скважины с УЭЦН. Доля ремонтов на этих скважинах также больше.

3. Установлено, что в интенсивно искривленных скважинах накопление предельных усталостных напряжений происходит значительно быстрее, чем в вертикальных скважинах. Поэтому наряду с продольными динамическими нагрузками, в расчетах штанг на прочность необходимо учитывать поперечные динамические нагрузки, асимметричность циклов нагружения и дополнительные изгибающие, скручивающие усилия, упругие пространственные деформации штанг, особенно на участках знакопеременной кривизны.

4. Установлено, что отказы (обрыв и отворот штанг) штанговых колонн подчиняются закону распределения Вейбулла. Показано, что вероятность безотказной работы колонн штанг уменьшается как с увеличением длительности эксплуатации, так и с увеличением угла искривления ствола скважины. При этом эксплуатационная надежность работы штанговых колонн в наклонно направленных скважинах на 10-15% ниже надежности их работы в вертикальных скважинах по общей выборке фонда скважин и достигает кратных значений в разрезе групп однотипных скважин.

5. Показано, что отказы УШСН (включая обрывы и отвороты насосных труб и штанг) в наклонно направленных и интенсивно искривленных скважинах подчиняется закону распределения Вейбулла и отличаются показателями распределения а и b - по АНК «Башнефть» а=290, Ь=2,2, ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» а=152,3, Ь=1,5, «Юганскнефтегаз» а=588,6, Ь=1,4 и ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» а=162,7, Ь=1,5. Установлено, что для искривленных скважин АНК «Башнефть» 275 сут или вероятность 0,4 является нижней допустимой границей вероятности безотказной работы УШСН, для ОАО «Юганскнефтегаз» нижняя допустимая грань вероятности безотказной работы достигается при г = 500 сут., что в 1,75 раза выше, чем в АНК «Башнефть» и более чем в 3 раза выше, чем в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз». Показано, что в условиях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» допустимая на практике вероятность безотказной работы систем 0,4 обеспечивается при наработках на отказ (обрыв, отворот) г =150 сут.

6. На основе изучения отечественного и зарубежного опыта, анализа промыслового статистического материала, расчета долговечности работы глубинно-насосного оборудования в наклонно направленных скважинах разработана методика определения опасных для штанговых насосов участков, определения оптимальных интервалов установки насосов и предохранительных устройств с использованием ПЭВМ. Применение методики позволяет сократить число отказов и аварий, а также снизить затраты на эксплуатацию, ремонт, исследование скважин.

7. Для повышения долговечности работы штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах автором впервые предложены центратор шарнирный и переводник гибкий шарнирный, предназначенные для нейтрализации негативного влияния всего комплекса пиковых нагрузок от изгибов, вибраций, заклиниваний, сил трения штанг об НКТ, кручения, ударных нагрузок на штанги и штанговые глубинные насосы при их работе в добывающих наклонно направленных скважинах, что обеспечивается наличием в корпусе центратора специальных шарниров, роликов и их особой конструктивной компоновкой по периметру цилиндра корпуса. В шарнирах гибкого переводника гасятся волны динамического изгиба и вибрации.

8. На основе обработки промысловых данных по отказам импортных и отечественных установок ЭЦН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах ОАО «Юганскнефтегаз» и Тарасовского месторождения ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» установлено, что их отказы подчиняются закону распределения Вейбулла с параметрами а=546,4, Ь=1,5; а=216, Ь=1,6 и а=235,4, Ь=1,7 соответственно. Установлено, что интенсивность отказов является монотонно возрастающей функцией. Показано, что нижняя грань допустимой вероятности безотказной работы УЭЦН для ОАО «Юганскнефтегаз» обеспечивается при наработке на отказ 500 сут, что гораздо выше, чем в других нефтяных компаниях, а в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» для обеспечения нижней допустимой грани вероятности безотказной работы интенсивность не должна превышать 0,007 отказов в сутки. Также показано, что ловильные работы по извлечению ЭЦН подчиняются закону распределения Вейбулла с параметрами а=138, Ь=1,4. При этом нижняя допустимая грань безотказной работы обеспечивается при г = 125 сут, который требует принятия определенных мер по повышению качества ремонтных работ в наклонно направленных скважинах.

9. На основе анализа эффективности эксплуатации импортных и отечественных УЭЦН в наклонно направленных скважинах, а также обработки промыслово-статистического материала, разработана методика расчета кривизны ствола скважины, которая позволяет определять оптимальные интервалы подвески УЭЦН, места установки предохранительных устройств, скорость спуско-подъемных работ в опасных участках, выделить самый опасно искривленный участок скважины.

10. Для обеспечения высоких показателей коэффициента технической готовности применены две методики, позволяющие оценить эффективность эксплуатации установок ЭЦН и ШСН в интенсивно искривленных и наклонно направленных скважинах и предполагающие соответственно проведение планового технического обслуживания и ремонта скважин при наличии внеплановых аварийных ремонтов и проведение только плановых ремонтов.

• Моделирование показателей технической готовности штанговых глубинно-насосных установок (отвороты и обрывы насосных труб и штанг) показало, что их отказы подчиняются распределению Вейбулла. Показано, что применение системы технического обслуживания при наличии аварийных отказов позволяет получить более высокие коэффициенты технической готовности систем, чем при проведении только плановых ТОР. Установлено, что для достижения высоких показателей надежности работы штанговых колонн в наклонно направленных скважинах необходимо уменьшить продолжительность аварийно-восстановительных работ, как за счет квалификации ремонтных бригад, так и применения новых технологий.

• Исследования показателей технической готовности установок ШСН в интенсивно искривленных скважинах показали, что применение методики, предполагающей проведение только плановых ремонтов является менее эффективной. Например, при г„ = 7 сут оптимальный период проведения г0 в 3 раза меньше, чем при системе ТОР с аварийными отказами, а коэффициент технической готовности - в 1,065 раза. Характер кривых зависимостей коэффициента готовности при проведении планового ТОР совпадает с характером кривых для Кг при обычных ТОР с аварийными отказами. Но при плановом ТОР заметно выпрямление кривых, так как частично исключаются внеплановые аварийные отказы.

• Исследование эффективности применения системы ТОР штангового глубинно-насосного оборудования и УЭЦН в наклонно направленных скважинах показало предпочтительность применения системы ТОР, предусматривающей проведение плановых ремонтов при внеплановых аварийных отказах. При применении этой методики обеспечивается Кг на 10% выше, а г0 - в 5 раз больше, чем в случае применения второй методики.

• Показано, что с увеличением продолжительности проведения планового ремонта и интенсивности отказов установок ЭЦН в наклонно направленных скважинах наблюдается снижение коэффициента технической готовности при постоянном та. При этом также отмечено увеличение коэффициента технической готовности с увеличением отношения ха / тп.

• Установлено, что с ростом времени восстановления оборудования скважин в процессе аварийных ремонтов с учетом длительности плановых ремонтов наблюдается уменьшение величины коэффициента технической готовности установок ЭЦН в наклонно направленных скважинах при постоянном г„. Однако при этом отмечается рост коэффициента готовности с ростом интенсивности отказов, объясняемый увеличением оптимальных периодов проведения ТОР, так как Я (г) - монотонно возрастающая функция.

11. Показано, что с увеличением интенсивности отказов (отворотов и обрывов насосных труб и штанг) при постоянных та и С0 минимальные удельные затраты растут и при интенсивностях отворотов и обрывов 0,016 составляют около 956 долларов. При увеличении продолжительности планового ремонта и его стоимости величина удельных затрат возрастает. Для снижения затрат на ТОР следует уменьшить продолжительность восстановительных работ либо его стоимость. При постоянной стоимости и длительности плановых восстановительных работ увеличение интенсивностей отказов приводит к уменьшению удельных затрат, которое обусловлено уменьшением интенсивности отказов с ростом длительности и стоимости аварийно-восстановительных работ при постоянной стоимости и длительности плановых ремонтов. Увеличение интенсивности отказов УШСН при постоянных ха и Са приводит к увеличению удельных затрат на восстановительные работы. При постоянных тп и Сп имеем противоположенную картину, объясняющуюся увеличением г0, которое приводит к уменьшению минимальных затрат на ремонт.

12. Установлено, что при ra=const и Ca=const увеличение величин г0/г„ и Са/С„ приводят к уменьшению удельных затрат, которые достигаются благодаря уменьшению длительности и стоимости плановых ремонтов при постоянных г„ и С„ и, наоборот, увеличение этих показателей приводят к увеличению удельных затрат. В то же время увеличение величины отношения стоимостей и длительностей аварийных и плановых ТОР приводит к резкому уменьшению величины максимальной прибыли. Однако увеличение интенсивности отказов (отворотов и обрывов насосных труб и штанг) позволяет увеличить максимальную прибыль, если продолжительность и стоимость аварийных ремонтов сопоставимы с длительностью и стоимостью плановых ремонтов. При постоянной стоимости и длительности аварийно-восстановительных работ увеличение величин отношения стоимостей и длительностей аварийных и плановых ремонтов УШСН приводит к снижению минимальных удельных затрат, так как это уменьшение достигается за счет уменьшения продолжительности планово-восстановительных работ. Обратная картина наблюдается при постоянной стоимости и длительности планово-восстановительных работ. Установлено, что при постоянных та и Са и с увеличением та/тп и Са/Сп в условиях АНК «Башнефть» наблюдается рост прибыли, а в ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» - уменьшение прибыли при га /г„<2,20 и Сц/Сл<1,35. При больших их значениях отмечается незначительный рост прибыли; при постоянных тп и Сп наблюдается уменьшение прибыли с увеличением величин та / тп и CJ Сп. Увеличение интенсивности отказов приводит к росту прибыли, которое может быть объяснено уменьшением величин отношений стоимостей и длительностей аварийных и плановых обслуживаний УШСН.

13. Техническое обслуживание установок ЭЦН в наклонно направленных скважинах эффективно при постоянных ха, г„, С„ при больших значениях ха / тп, а при постоянном хп - при меньших значениях этого отношения. При прочих равных условиях (С0 и Сп) увеличение интенсивности отказов и оптимальных периодов проведения ТОР при r0=const приводит к росту удельных затрат, а при r„=const, наоборот, к снижению. Установлено, что при постоянных т„,С„,Са увеличение величин х а I х п, ха приводят к снижению прибыли, а увеличение интенсивности отказов УЭЦН - к росту прибыли, объясняемому увеличением оптимальных периодов проведения ТОР. При постоянных хп,ха,Са увеличение интенсивности отказов приводит, наоборот, к снижению прибыли, а увеличение отношения стоимостей Са!Сп- к росту прибыли, так как это отношение обеспечивается за счет величины С„.

14. На основе обобщения опыта отечественных нефтяных компаний выявлены наиболее эффективные мероприятия по повышению рентабельности производства - работа с местными органами власти по оптимизации налогов, отчисляемых в местный бюджет, совершенствованию законодательной базы с целью улучшения инвестиционного климата, реструктуризации долгов в бюджеты всех уровней, разработке методики стимулирования ввода малодебитных скважин, разработке и внедрению системы оперативного контроля над уровнем рентабельности эксплуатации, ремонта скважин и консервации нерентабельных добывающих мощностей; планомерному внедрению высокоэффективных техники и технологий в производство и реализации геолого-технических мероприятий по повышению уровня рентабельности эксплуатации скважин, а так же внедрение непосредственно на нефтепромыслах централизованных компьютерных систем для экономической оценки целесообразности производства того или иного вида геолого-технического мероприятия на скважине и принятия оперативных мер при работе с фондом скважин; сокращению производственных и внепроизводственных затрат и оптимизации структуры управления производством в целом.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Пчелинцев, Юрий Владимирович, 2000 год

1. Анализ эксплуатации наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири и разработка требований к конструкции и профилю ствола скважины /ВНИИнефть, СибНИИНП, 1986.

2. Бабаев С.Г. Основы теории надежности нефтепромыслового оборудования. -М.: Недра, 1987.

3. Бозио Ж. Горизонтальные скважины: новый и эффективный в стоимостном отношении метод добычи нефти / Доклад на Междунар. конф. по нефти и газу. М., июнь 1990.

4. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1961.- 154 с.

5. Васильченко А.А.Физико-химический механизм развития сверх геостатических давлений и смятия обсадных колонн / УкрНИИгаз. Деп. в ВНИИгазпроме 28.09.87 № 981-23 434Д.

6. Гавура В.Е., Плужников Б.И., Красильникова Т.Б. Вопросы нефтяного законодательства и стимулирование добычи нефти в зарубежных странах. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

7. Гаценко Е.Ф., Пузанов В.М., Иманаев Н.Г. Результаты освоения зарезки и бурения второго ствола на Трехозерном месторождении: // Нефтепромысловое дело, РНТС .- М.: ВНИИОЭНГ, 1981. № 8.

8. Горохов Н.С. и др. Анализ эксплуатации наклонно направленных скважин на месторождениях Западной Сибири и разработка требований к конструкции и профилю ствола. Тюмень, 1986.

9. ГОСТ 27.002-83. Надежность в технике. Термины и определения.

10. Ю.Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. -М.: Недра, 1969. 190 с.

11. П.Гусейнов Ф.А. и др. Повышение эффективности зарезки и бурения второго ствола в добывающих скважинах: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Бурение.-М., 1985-Вып. 12(95).

12. Зайцев С.И., Нуриев Э.А. Средства обеспечения методов исследования и контроля в горизонтальных и восходящих скважинах: Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Строительство нефтяных газовых скважин на суше и на море. М., 1990. - № 5. - С. 9-12.

13. Закон РФ "О недрах", 1995.

14. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1986.

15. Инструкция по проведению и обработке инклинометрических замеров в вертикальных и наклонно направленных скважинах. Тюмень: Главтюменнефтегаз, 1978. - 5 с.

16. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Самара, ВНИИТнефть. - 1989. - 188 с.

17. Интенсификация добычи нефти на новом этапе освоения месторождений Западной Сибири. Тюмень.: СибНИИНП, 1984. - 82 с.

18. Исследование влияния параметров профиля наклонно направленных скважин на показатели надежности внутрискважинного оборудования // Отчет о НИР, СургутНИПИнефть, 1990 С. 10-158.

19. Информация для руководящих работников. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - .№ 237.-С. 9-18.

20. Каталог фирмы Homco, 1994.

21. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях переменных во времени. -М.: Машиностроение, 1977. -232 с.

22. Композит-каталог нефтегазового оборудования 1993-1994 гг. Т. 1, с. 6472, с. 208.-Т. 2, с.706-711.

23. Кульчицкий В.В., Паршин А.В. Методика проектирования профилей пологих наклонно направленных скважин / Технология эксплуатации нефтяных месторождений и строительство наклонно направленных скважин Нижневартовского района. -М.: ВНИИОЭНГ. С. 107-110.

24. Кульчицкий В.В., Родак Е.В. Технология бурения наклонно направленного ствола скважины с помощью ограничителя кривизны. М.,1990. (Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море"). - № 5. - С. 1-2.

25. Кучумов Р.Я., Булгаков P.P. Методика управления надежностью нефтепромыслового оборудования по данным эксплуатации скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1992.

26. Лебедев А.И., Калашян Н.А., Русавский С.М. О сравнительной эффективности восстановления скважин методом зарезки и бурения второго ствола // Аз. нефт хоз-во- 1980. .№ 10. - С. 62-66.

27. Лебединец А.Л., Григулецкий. В.Г. Бурение многозабойных горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн // Нефт. хоз-во.1991. -.№> 12.-С. 5-7.

28. Лебединец А.Л., Григулецкий В.Г. Обоснование техники и технологии бурения скважин с горизонтальными стволами на месторождениях АО "Краснодарнефтегаз": Сб. тр./ ВНИКРнефть. 1990. - С. 147-159.

29. Локтев А.В., Болгов И.Д., Пчелинцев Ю.В. Графическое определение мест истирания колонны штанг в наклонно направленных скважинах. НТЖ «Нефтепромысловое дело», № 2- 1994 , с. 33-36.

30. Методика расчета штанговых колонн на несущую способность и усталостную прочность // Отчет. Уфа: БашНИПИнефть, 1996.

31. Микерин Б.П. Восстановление бездействующих скважин методом зарезки второго ствола // НТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1963. -.№ 1.-С. 42.

32. Муравленко С.В., Артемьев В.Л., Хисамутдинов Н.И. и др. Ликвидация сложных аварий зарезкой второго ствола // Нефт. хоз-во. 1994. - № 2. -С. 25-27.

33. Мухаметшин Р.К., Горшенина В.П., Хасанов ММ. и др. Оценка технико-экономической эффективности проведения ремонтных работ на нефтедобывающих скважинах // Нефт. дело. 1995. -№ 8-10. - С. 78-81.

34. Научно-экономический журнал. 1997. - № 1-2.

35. Независимая газета Регионы. - 1998. - № 5(8).

36. Нефтегазовая вертикаль. 1998. -№ 2, № 3.

37. Нефть, газ и нефтехимия. США. - 1989. -№ 10.

38. Нефть и капитал. 1997.-№ 1; 1998.-№2.

39. Нефть России. 1997. - № 5-6.

40. Нефтяная промышленность, приоритеты научно-технического развития, 1996.

41. Нефтяное хозяйство, 1990. № 10. - С. 60.

42. Пчелинцев Ю.В, Подкуйко Л. Таблицы показателей формы ствола наклонных скважин НГДУ «Южарланнефть» Нефтекамск, «Нефтяник», 1971,297 с.

43. Повышение межремонтного периода работы наклонно направленных скважин / К.Р. Уразаков, А.Ш. Янтурин // Тр./БашНИПИнефть, 1988. -Вып.78. С. 110-121.

44. Прогнозирование объемов добычи нефти от зарезки второго ствола скважин / С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, Н.И. Хисамутдинов, А.Р. Латыпов // НТИС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. -Вып. 12.-С. 18-20.

45. Прогнозирование перспективного развития техники для механизированной добычи нефти. Тюмень, НПО ТТДН. - 1989. - С. 12.

46. Production stabiliseng at Pelican Lake // Enhanced Recovery Week. 1989. -P.l-6.

47. РД 39-0148052-550-88. ВНИИБТ, ВНИИКР. М., 1988.

48. РД-39-3-420-80. Временное руководство по ннклннометрическим измерениям в скважинах Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1980 -С.11.

49. РД 39-4-815-82. Временная инструкция по определению пространственного положения оси ствола скважины точечными инклинометрами. -М.: Миннефтепром СССР, 1983. 18 с.

50. Ришмюллер Г. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. -Терниц, 1988.

51. Руководство по эксплуатации скважин штанговыми насосами. Альметьевск: ПО "Татнефть", 1992. - С. 163-165.

52. Свиридов B.C., Лебединец А.Л., Маслов И.И. Зарезка вторых и последующих стволов скважин для повышения нефтеизвлечения // Нефт. хоз-во. 1990. - № 8. - С. 75-76.

53. Серенсен С.В. и др. Несущая способность и расчеты деталей машин на прочность. М.: Машиностроение, 1975. - С. 488.

54. Статистический метод оценки и выбора скважин под зарезку второго ствола / С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, Н.И. Хисамутдинов, А.Р. Латыпов // НТИС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. -Вып. 12.-С. 14-18.

55. Studi compares-sweep efficiency of horisontals, vertikals // Enhanced recovery week.- 1989.-P. 2-3.

56. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (экспресс-информ.) М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - № 6.

57. Технология эксплуатации нефтяных месторождений и строительство наклонно направленных скважин в Нижневартовском районе. М.: ВНИИОЭНГ.-С. 105-106.

58. Троицкий В.Ф., Адонин А.И. Износ оборудования наклонно направленных скважин // Нефтяник. 1957. - № 3.

59. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных скважин. М.: Недра, - 1993.

60. Федорычев В.А. и др. Техника и технология забуриваиия дополнительных стволов из обсаженных скважин. М., 1982. - (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. "Бурение").-Вып. 5(23). - С. 53.

61. Шор Я.Б. Прикладные вопросы теории надежности. М.: Знание, 1966.

62. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны. Уфа: Башкнигоиздат, 1988. - 168 с.

63. Пчелинцев Ю.В. Нормативная долговечность работы штанг в наклонно направленных скважинах -М.: ОАО «ОВНИИОЭНГ», 1997, 88 с.

64. Пчелинцев Ю.В. Эксплуатация часто ремонтируемых наклонно направленных скважин М.: ОАО «ОВНИИОЭНГ», 2000, -372 с.

65. Пчелинцев Ю.В. Эксплуатация часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. В кн. «Опыт повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири» Тюмень, ООО «Опцион-ТМ Холдинг», 1999, с. 19-32.

66. Жиляков В., Пчелинцев Ю.В. За тюменские миллионы и миллиарды -Свердловск: Сред.-Урал. Кн. Изд-во, 1983.-128 е., 32 с. ил.

67. Авдеев J1.A., Бот Ю.К., Пчелинцев Ю.В. Трудовые ресурсы Тюменской области. Свердловск: Сред.-Урал.кн. изд-во, 1985.-144с.

68. Пчелинцев Ю.В. Причины ремонта насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах. Москва, НТЖ «Нефтепромысловое дело» №12,1999 с. 27-35.

69. Пчелинцев Ю.В. Оценка влияния кривизны ствола скважины на работу ШГН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах. Москва, НТЖ «Нефтепромысловое дело» № 12, 1999 с. 36-37.

70. Пчелинцев Ю.В. Методы повышения долговечности работы штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах. Москва, НТЖ «Нефтепромысловое дело» № 1, 2000.

71. Пчелинцев Ю.В. Применение теории обслуживания и теории надежности при анализе работы ШГН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах Москва, «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №10, 1999 - с. 15-17.

72. Пчелинцев Ю.В. Расчет фактической долговечности штанг в вертикальных и часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах, Москва, «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №12, 1999.-е. 19-22.

73. Пчелинцев Ю.В. Оценка влияния различных факторов на долговечность штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах. Москва, «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» № 12,1999 с. 19-21.

74. Пчелинцев Ю.В. Методика расчета показателей кривизны ствола в наклонно-направленных скважинах. В кн. «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП, 1999, с 76-84.

75. Пчелинцев Ю.В. Причины отказов насосных установок в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах. В кн. «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП, 1999, с 85-93.

76. Пчелинцев Ю.В. Механизм разрушения штанг в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах.В кн. «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП, 1999, с 94-100.

77. Пчелинцев Ю.В. Фактическая долговечность штанг в вертикальных и наклонно направленных скважинах. В кн. « Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП, 1999, с 101-104.

78. Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации. Тюмень, Вектор-Бук, 2000 -171 с.

79. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Анализ работ бригад подземного и капитального ремонта скважин, // Моделирование технологическихпроцессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. -С. 114-118.

80. Кучумов P.P., Пчелинцев Ю.В., Тарахома А.Б. Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин в осложненных условиях, П Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 118-120.

81. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P., Перспективы изменения структуры фонда скважин, оборудованных ШГН и их производства, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 120-123.

82. Кучумов Р.Я. Пчелинцев Ю.В. Исследование влияния кривизны скважин на эксплуатационную надежность работы нефтепромыслового оборудования, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 123-126.

83. Пчелинцев Ю.В., Кучумов Р.Я. Анализ эффективности эксплуатации импортных установок электронасосов, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. -С. 126-129.

84. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Особенности эксплуатации импортных УЭЦН в наклонно направленных скважинах, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999.-С. 129-132.

85. Кучумов Р.Я., Тарахома А.Б., Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Моделирование восстанавливаемости скважинного глубинно-насосного оборудования, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 135-139.

86. Кучумов P.P., Пчелинцев Ю.В., Тарахома А.Б. Выбор стратегии технического обслуживания нефтепромысловых систем, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 140-144.

87. Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В. Кучумов P.P., Тарахома А.Б. Моделирование замены элементов нефтепромыслового оборудования при длительной эксплуатации, // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1999. - С. 144-148.

88. Пчелинцев Ю.В., Кучумов Р.Я., Кучумов Рубин Р. Моделирование показателей надежности штанговых глубинно-насосных установок, // Модели технического обслуживания и ремонта нефтепромысловых систем. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2000. - С. 37-45.

89. Кучумов P.P., Пчелинцев Ю.В., Кучумов Рубин Р. Моделирование эффективности эксплуатации установок ШГН в системе ТОР, // Модели технического обслуживания и ремонта нефтепромысловых систем. -Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2000. С. 61-69.

90. Пчелинцев Ю.В., Закиров С. -Анализ, выбор и установление оптимальных режимов работы глубиннонасосного оборудования, установок ШГН Нефтекамск, «Нефтяник», 1972, с 39.

91. Мазитов И.Ф., Пчелинцев Ю.В. -Анализ, выбор и установление оптимальных режимов работы глубиннонасосного оборудования (ШГН,ЭВН,ЭЦН) Нефтекамск, «Нефтяник», 1971, 34 с.

92. Пчелинцев Ю.В., Подкуйко JI. Графики показателей формы ствола наклонных скважин НГДУ «Южарланнефть» Нефтекамск, «Нефтяник», 1971, 74 с.

93. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1978. - 44 с.

94. Второй Всероссийской научно-технической конференции -Тюмень, ТюмГНГУ, 2000 с. 67-69.

95. Кучумов Р.Я. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Башкирии. -М.: ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", Вып. 15, 1984.

96. Кучумов Р.Я. и др. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. Уфа, Башкнигоиздат, 1983.

97. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. -М.: Недра, 1987.

98. Справочник технолога авторемонтного производства. -М: Транспорт, 1977.

99. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация процесса глубиннонасосной нефтедобычи в условиях Башкирии. Уфа, БКИ, 1986.

100. Максимов В.П., А.А. Афанасьев, А.В. Елизаров. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири. М.:ВНИИОЭНГ, вып.4, 1981.

101. Кучумов Р.Я., Нурбаев Б., Кучумов P.P. Моделирование надежности нефтепромысловых систем и ремонтно-изоляционных работ в осложненных условиях Тюмень: Вектор-Бук, 1998 - 224 с.

102. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем Тюмень: Вектор-Бук, 1999.

103. Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Анализ работ бригад подземного и капитального ремонта скважин. В кн. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», Тюмень, Изд-во «Вектор Бук», 1999, с 114-118.

104. Д.П. Зорин. Инструкции по маркшейдерским и топографо-геодезическим работам в нефтяной и газовой промышленности, Киев, Изд-воУкргипроНИИнефти, 1992 г.

105. Г. Ришмюллер, X. Майер. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Тернци, Шёллер-Блекманн ГмбХ, 1988 - 150 с.

106. А.А. Ишмурзин. Повышение эффективности добычи многокомпонентной продукции из малодебитных нефтяных скважин штанговыми насосами. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук Уфа, УГНТУ, 2000 - 52 с.

107. С.Г. Зубаиров. Разработка техники добычи высоковязких нефтей штанговыми насосами при кустовом размещении скважин. Авторефератдиссертации на соискание ученой степени доктора технических наук -Уфа, УГНТУ, 2000 48 с.

108. А.П. Адонин. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М.: Недра, 1964-320 с.

109. Н.Ш. Алиев. Влияние пространственной кривизны скважины на величину нормальной силы. Баку: Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1963 №2 - с. 24-26.

110. Н.Ш. Алиев. Методика расчета нагрузки на штанги, работающие в наклонно-направленных скважинах. Баку: Изв. вузов Нефть и газ, 1968, №2.

111. А.Н. Атакишев, А.С. Ломакин. Исследование работоспособности глубиннонасосных штанг в НГДУ «Ширваннефть». - М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1977, №6.

112. В.А. Афанасьев, А.Н. Резник, Л.И. Черников. Повышение эффективности эксплуатации насосных скважин. М.: Нефтяное хозяйство, 1979, №10. С. 49-51.

113. В.А. Афанасьев, А.В. Елизаров, С.Б. Ишемгужин и др. Некоторые результаты применения штанговых насосов в Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1979, №7, с. 10-13.

114. В.А. Афанасьев и др. Внедрение электропогружных центробежных насосных установок с диспергирующими свойствами на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1979, вып. 12. С.23-24.

115. А.Н. Адонин. Добыча нефти штанговыми насосами. М.: Недра, 1979. -213 с.

116. Т.Б, Бравичева. Обоснование выбора совокупности факторов, влияющих на межремонтный период глубиннонасосных скважин. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. -М.: МИНГ им И.М. Губкина, 1987.

117. С.Г. Закиров. Проектирование штанговых насосных установок для осложненных условий эксплуатации. Уфа, Изд-во УГНТУ, 1999 - 157 с.

118. М.Д. Валеев, Ф.Н. Гарипов. Промысловые и лабораторные исследования гидродинамических нагрузок на глубиннонасосное оборудование. -М.: Нефтепромысловое дело, 1975, №11, с.23-25.

119. М.Ф. Вахитов, В.В. Девликамов. Исследование условий преобразования и свойств эмульсий в погружных центробежных насосах. -Уфа:УНИ, 1977-с. 92-96.

120. И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева. Влияние сероводорода на эксплуатационную надежность глубиннонасосного оборудования. М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1986, №12. - с. 4-8.

121. М.Ф. Вахитов и др. О работе узлов погружной электронасосной установки в обводненной скважине. М.: Нефтепромысловое дело, №6. -с.11-13.

122. А.С. Вирновский. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971.

123. М.Д. Валеев. Допустимая скорость откачки вязкой нефти скважинными штанговыми насосами. М.:ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1983, №12. - с.2-8.

124. С.Г. Валишин, Л.К. Шарин, Р.И. Мулюкова и др. Оценка и повышение эксплуатационной надежности установок скважин штанговых насосов.научн.техн.сб. Интенсификация разработки и добычи нефтяных месторождений Башкирии. Уфа: БашНИПИнефть, 1983, №64.

125. С.Г. Валишин, О.Т. Гафуров. Повышение эффективности работы глубиннонасосного оборудования на нефтяных скважинах Башкирии, /научн.техн.сб. Эффективность использования оборудования в нефтедобычи. Уфа: БашНИПИнефть, 1977.

126. Х.Г. Давлетшин и др. Резервы повышения КПД насосных установок для добычи нефти. М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1970, №3. - с. 19-21.

127. А.А. Ишмурзин. Решение задач нефтепромысловой механики на ЭВМ: Учеб. Пособие. Уфа: Изд-во УНИ, 1989 - 71 с.

128. Х.Г. Давлетшин, А.А. Абрашин. Исследование влияния изгиба штанг на частоту из обрывов. М. ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1972, №4.-с.24-25.

129. Х.Г. Давлетшин, А.А. Абрашин. Влияние амплитуды напряжений на частоту обрывов штанг. М. ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1972, №10. - с.27-29.

130. Б.Б. Круман. Глубиннонасосные штанги. М.: Недра, 1977. - 188 с.

131. А.А. Ишмурзин. Повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин штанговыми насосными установками. Уфа, Изд-во УГНТУ, 1998.- 104 с.

132. И.Т. Мищенко. Основные факторы, осложняющие процесс добычи нефти. Научн. техн. сб. Технология и техника добычи высоковязких нефти. М.: тр. МИНГ им И.М. Губкина, 1982, № 165.

133. Б.Б. Круман, Б.А. Капица. Коррозионно-механический износ оборудования. -М.: Машиностроение, 1968. 104 с.

134. Р.Я. Кучумов, Р.Г. Сагитова и др. Применение вероятностных методов к решению задач нефтедобычи. Уфа: УНИ, 1984. - 94 с.

135. Р.Я. Кучумов, Р.Г. Сагитова, У.З. Ражетдинов. Метод повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. Уфа: БКИ, 1983,- 112 с.

136. JI.C. Каплан. Эксплуатация штанговых глубиннонасосных установок -М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1980, №11.

137. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987.

138. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. М.: Высшая школа, 1982.

139. А.С. Проников. Надежность машин. М.: Машиностроение, 1978. -591 с.

140. Временная единая методика определения межремонтного периода работы скважин механизированного и фонтанного фонда. М.: Миннефтепром, 1978.

141. М.М. Саттаров, И.А. Полудень. Анализ межремонтного периода эксплуатации скважин. М.: Нефтяное хозяйство, 1984, №12. - с.47-57.

142. ПРОГРАММА ДЛЯ РАСЧЕТА НАГРУЗОК И ПОДГОТОВКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ЧАСТО РЕМОНТИРУЕМЫХ НАКЛОННО1. НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

143. Sub Макрос6() Макросб Макрос Макрос записан 16.03.00 ()skv = Range("F3"). Value il =01. For i = 34 To 200

144. Range("A" + Format(i)).Value <= Range("F 10").Value Then

145. Else: Range("A" + Format(i)).Select1. Exit For1. End If1. Next1. Range("R34").Select

146. Selection.AutoFill Destination :=RangeCR34" + + "R" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

147. Range("R34" + ":" + "R" + Format(i l)).Select Range("s34").Select

148. Selection.AutoFill Destination:=Range("s34" + ":" + "s" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

149. Range("R34" + + "R" + Format(i l)).Select Range("T34").Select

150. Selection.AutoFill Destination:=Range("T34" +":" + "T" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

151. Range("T33" + ":" + T" + Format(i l)).Select Range("U34").Select

152. Selection.AutoFill Destination:=Range("U34" + + "U" + Format(i -1)), Type :=xlFillDefault

153. Range("U33" + ":" + "U11 + Format(i l)).Select Range("W34").Select

154. Selection.AutoFill Destination:=Range("W34" + ":" + "W1 + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

155. Range("W33" + + "W" + Format(i l)).Select1. Range("X34").Select

156. Selection.AutoFill Destination:=Range("X34" + ":" + "X" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

157. Range("X34" +":" + "Xм + Format(i l)).Select Range("Y34").Select

158. Selection.AutoFill Destination:=RangeCY34" + + "Y" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

159. Range("Y33" + ":" + "Y" + Fonnat(i l)).Select Selection.Copy

160. ActiveWindow.LargeScroll Down:=-3 Range("V33").Select

161. Selection.PasteSpecial Paste:=xlValues, Operation:=xlNone, SkipBlanks:= False, Transpose:=False Application.CutCopyMode = False Range("D34").Select

162. Selection.AutoFill Destination:=Range("D34" +":" + "D" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

163. Range("D34" + ":" + "G" + Format(i l)).Select Range("E34").Select

164. Selection.AutoFill Destination :=Range("E34" + ":" + "E" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

165. Range("E34" + ":" + "E" + Fonnat(i l)).Select Range("F" + Format(i)).Value = 0 Range("F33").Select

166. Selection.AutoFill Destination:=Range("F33" + ":" + "F" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault RangefF33" +":" + "F"+ Format(i l)).Select Range("G33").Select

167. Selection.AutoFill Destination:=Range("G33" +":" + "G" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

168. Range("G33" + ":" + "G" + Format(i l)).Select

169. Range("G" + Format(i l)).Select Selection.Copy

170. Range("H" + Format(i)).Select

171. Selection.PasteSpecial Paste:=xlValues, Operation:=xlNone, SkipBlanks:= False, Transpose:=False1. Range("H34").Select

172. Selection.AutoFill Destination:=Range("H34" + ":" + "H" + Format(i -1)), Type :=xlFillDefault

173. Range("H341' + ":" + "H" + Format(i l)).Select1. Range("i34").Select

174. Selection.AutoFill Destination:=Range("i34" + + T + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

175. Range("i34" +":" + "i" + Format(i l)).Select Range("j34").Select

176. Selection.AutoFill Destination :=Range("j34" + ":" + "j" + Fon7iat(i -1)), Type:=xlFillDefault

177. Range("i34" + "j" + Format(i l)).Select Range("k34").Select

178. Selection.AutoFill Destination :=Range("k34" + ":" + "k" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

179. Range("k34" + ":" + "k" + Format(i)).Select Range("m34").Select

180. Selection.AutoFill Destination:=Range("m34" + ":" + "m" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

181. Range("m34" + ":" + "m" + Format(i l)).Select Range("n34"). Select

182. Selection-AirtoFill Destination:=Range("n34" + ":" + "n" + Fomnat(i -1)), Type:=xlFillDefault

183. Range("n34" +":" + "n" + Format(i l)).Select Range("o34").Select

184. Selection.AutoFill Destination:=Range("o34" + ":" + "o" + Format(i -1)), Type:=xlFillDefault

185. Range("o34" + ":" + "o" + Fomnat(i l)).Select Range("p34").Select

186. Selection.AutoFill Destination:=Range("p34" +":" + "p" + Format(i -1)), Type :=xlFillDefault

187. Range("p34" +":" + "p" + Format(i l)).Select For il = 34 To i -1

188. Not IsEmpty("M" + Format(i)) Then If Range("M" + Format(il)).Value > 400 Then

189. Sheets(" Диаграмма").Select

190. ActiveChart.SeriesCollection(l).XValues = "=Таблица!1133С1:11" + Format(i -1) + "СГ

191. ActiveChart.SeriesCollection(l).Values = "=Таблица!КЗЗС2:К" + Format(i -1) + "C2"

192. ActiveChart.SeriesCollection(2).XValues = "=Таблица!КЗЗС1:Я" + Format(i -1) + "СГ ActiveChart.SeriesCollection(2).Values = "=Таблица!КЗЗС24:К" + Format(i -1) + "C24" ActiveChart.SeriesCollection(3).Values = '-Таблица'.ЯЗЗС 10:R" + Format(i -1) + "CIO"

193. ActiveChart.SeriesCollection(4).Values = "=Таблица!КЗЗС16:К" + Format(i -1) + "C16"

194. Superscript = False .Subscript = False .OutlineFont = False .Shadow = False

195. Underline = xlUnderlineStyleNone

196. Colorlndex = xlAutomatic End With ActiveChart.ChartArea.Select End Sub

197. РАСЧЕТНЫЙ МОДУЛЬ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ1. УСТАНОВОКunit MainUn;interfaceuses

198. SysUtils, WinTypes, WinProcs, Messages, Classes, Graphics, Controls, Forms, Dialogs, Menus, TabNotBk, StdCtrls, TeEngine, Series, ExtCtrls, TeeProcs, Chart, Buttons, Grids, DBChart, DBGrids, DBTables, DB, DBCtrls; type

199. Field: TField; Path: String;function FieldByTag(Table: TTable; tg: Integer): TField; procedure Setab; procedure Setup; procedure SaveTab(Tab: TTable; FName: String); procedure CaseSave(i: Integer);end; var

200. MainFm: TMainFm; implementation uses AboutUn, CalcUn, RulesUn, SaveUn; ($R *.DFM}procedure TMainFm.SaveTab(Tab: TTable; FName: String); var S: String;i: Integer; F: TextFile;begin

201. AssignFile(F, FName); Rewrite(F); trywith Tab do begin

202. Result:=nil; for i:=0 to Table.FieldCount-1 do if Table.Fields1.Tag=tg then begin

203. Result:=Table.Fields1.; break; end; end;procedure TMainFm.boxKoefGotChange(Sender: TObject); begin

204. Field:=FieldByTag(tbKoefGot, boxKoefGot.Itemlndex);

205. Seriesl.XValues.ValueSource:=Field.FieldName; chartKoefGot.BottomAxis.Title.Caption:=Field.DisplayLabel; chartKoefGot.RefreshData;end;procedure TMainFm.boxZatratChange(Sender: TObject); begin

206. Field:=FieldByTag(tbZatrat, boxZatrat.Itemlndex); FastLineSeriesl.XValues.ValueSource:=Field.FieldName; chartZatrat.BottomAxis.Title.Caption:=Field.DisplayLabel; chartZatrat.RefreshData;end;procedure TMainFm.boxMKoefGotChange(Sender: TObject); begin

207. Field:=FieldByTag(tbMKoefGot, boxMKoefGot.Itemlndex); FastLineSeries2.XValues.ValueSource:=Field.FieldName; chartMKoefGot.BottomAxis.Title.Caption:=Field.DisplayLabel; chartMKoefGot.RefreshData;end;procedure TMainFm.boxPribChange(Sender: TObject); begin

208. SaveTab(tbKoefGot, Path+'KoefGot.txt'); chartKoefGot.SaveToBitmapFile(Path+'KoefGot.bmp'); end; 1: begin

209. SaveTab(tbZatrat, Path+'Zatrat.txt'); chartZatrat.SaveToBitmapFile(Path+'Zatrat.bmp'); end; 2: begin

210. SaveTab(tbPrib, Path+'Prib.txt'); chartPrib.SaveToBitmapFile(Path+'Prib.bmp'); end; 3: begin

211. SaveTab(tbMKoefGot, Path+'MKoefGot.txt'); chartMKoefGot.SaveToBitmapFile(Path+'MKoefGot.bmp');end; end; end;procedure TMainFm.itemSaveClick(Sender: TObject); begin

212. S aveDIg. S ho wModal; if SaveDIg.ModalResult=mrOk then

213. CaseSave(Notebook.Pagelndex);end;procedure TMainFm. itemSaveAHClick( Sender: TObject);var i: Integer;begin

214. SaveDIg.ShowModal; if SaveDIg.ModalResult=mrOk thenfor i:=0 to 3 do CaseSave(i);end;procedure TMainFm.itemRulesClick(Sender: TObject); begin