Совершенствование методов анализа процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Портнягин, Алексей Леонидович

• Портнягин, Алексей Леонидович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Портнягин, Алексей Леонидович

• УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА РЕМОНТНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИННЫХ СИСТЕМ НЕФТЕПРОМЫСЛА.

1.1. Понятие ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла.

1.2. Существующие методы исследования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин.

1.3. Перспективные направления в области исследования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла.

1.4. Выводы по разделу.

2. АНАЛИЗ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РЕМОНТНО-ТЕХНИЧЕСКИХ СЛУЖБ НЕФТЕПРОМЫСЛА МЕТОДАМИ

ТЕОРИИ МАССОВОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ.

• 2.1. Типовая постановка и техника анализа.

2.2. Развитие методов теории массового обслуживания на две стадии ремонта.

2.3. Методы повышения точности расчета параметров системы ремонтно-технического обслуживания.

2.4. Выводы по разделу.

3. ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ АНАЛИЗА СИСТЕМЫ ОБСЛУЖИВАНИЯ НА ОСНОВЕ РАЗВИТИЯ МЕТОДА

• ДИНАМИКИ СРЕДНИХ.

3.1. Типовая схема расчета с одной стадией ремонта.

3.2. Расчет параметров системы обслуживания с двумя стадиями ремонта.

3.3. Детальный учет надежности комплектов УЭЦН.

3.4. Учет разнотипного нефтедобывающего оборудования в схеме обслуживания.

3.5. Выводы по разделу.

4. ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РЕМОНТНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН.

4.1. Имитационное моделирование процессов типовой схемы обслуживания с двумя стадиями ремонта.

4.2. Выводы по разделу.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов анализа процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтепромысла»

В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири эксплуатируются преимущественно механизированным способом, причем основная доля добываемой нефти приходится на погружные установки центробежных электронасосов (УЭЦН). Так, по опубликованным данным [21,61,82,110] на 2000 год, до 60% нефти в России и до 70% нефти в Западной Сибири добыто с использованием УЭЦН. В частности, для месторождений ТИП "Урайнефтегаз" - 55% (2000 г.), ОАО "Самотлорнефтегаз" - 70% (2001 г.), ОАО "ТНК-Нижневартовск" - 91,9% (2003 г.).

Очевидно, что вследствие простоя нефтедобывающих скважин предприятие несет значительные убытки, равно, как и при выделении лишних ремонтных ресурсов.

Таким образом, для получения максимальной прибыли от добычи нефти требуется расчет оптимальных ресурсов ремонтных служб, включая объемы запасного оборудования. Кроме того, при ограниченных ресурсах необходимо обоснование схемы приоритетного обслуживания скважин месторождения.

Существующие методы и модели анализа процессов ремонтно-технического обслуживания (РТО) скважинных систем нефтепромысла, в частности, опубликованные в работах Хачатурова В.Р. и Овчарова Л.А., не соответствуют современному уровню информационной обеспеченности нефтегазодобывающих предприятий. Обозначенные подходы используют среднюю наработку на отказ погружного оборудования, среднее время ремонта, причем без разделения процесса на спуско-подъемные операции и ремонтно-восстановительные работы на базе производственного обслуживания (БПО).

Учет информации о параметрах каждой скважины, погружной установки, состоянии бригад и линий по ремонту оборудования, текущих запасов склада позволит с большей точностью определять значения характеристик эффективности организации системы РТО, следовательно, принимать наиболее верные решения при планировании и оперативном управлении ресурсами ремонтных служб.

Цель работы заключается в совершенствовании методов анализа и разработке моделей процессов РТО нефтепромыслового оборудования на основе детального учета информации об эксплуатационных характеристиках скважинных систем и ресурсов ремонтных служб.

В процессе достижения поставленной цели решаются следующие задачи.

1. Выявление проблемных вопросов планирования и регулирования процессов РТО скважин с УЭЦН.

2. Определение структурных схем ремонта погружного оборудования эксплуатационного фонда нефтяных скважин и базовых переменных состояния процессов РТО.

3. Разработка аналитических моделей процессов РТО механизированного фонда скважин, оборудованных УЭЦН.

4. Планирование ремонтных ресурсов системы обслуживания скважин с УЭЦН.

5. Имитационное моделирование процессов обслуживания и ремонта скважин, оборудованных УЭЦН, на основе прогноза динамики освоения остаточного ресурса погружного оборудования и времени работы ремонтных подразделений.

Поставленные задачи решаются методами теории массового обслуживания, динамики средних и имитационного моделирования.

Научная новизна представленной работы сформулирована в следующих положениях.

1. В развитие метода динамики средних разработаны новые аналитические модели процессов РТО механизированного фонда скважин, отличающиеся детальностью учета информации о функциональной надежности групп изделий, комплектующих блоков УЭЦН, условиях эксплуатации и видах отказов.

2. Разработана оригинальная имитационная модель и технология комплексного вычислительного анализа процессов РТО для скважин с УЭЦН на основе объединения созданной информационной модели предметной области и метода факторного прогнозирования остаточных ресурсов каждой единицы оборудования, ремонтных бригад и линий.

Разработанные модели и методы анализа процессов РТО, рассмотренные на их основе примеры ресурсного регулирования, позволяют с необходимой на практике детальностью планировать объемы запасов различных по надежности групп изделий и комплектующих УЭЦН с определением оптимальной производительности ремонтно-восстановительных стадий. Рассмотренные в примерах критерии рационального регулирования сочетают показатели доходности нефтедобычи с капитальными и эксплуатационными затратами на организацию и ресурсное обеспечение ремонтно-технических служб нефтепромыслов.

Вычислительные технологии и модели прогнозирования ресурсных характеристик работающего оборудования, рабочего времени ремонтных бригад и линий в условиях действующих факторов эксплуатации создают основу для реализации функций оперативного управления ремонтно-восстановительными процессами в рамках действующих корпоративных информационных систем нефтепромыслов.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Портнягин, Алексей Леонидович

4.2. Выводы по разделу

На основании введения расчетных схем факторного прогноза наработки на отказ погружного оборудования (п), времени работы бригад ПРС (г3 и г5) и линий БПО (г7) удалось построить и программно реализовать модель состояния ресурсного обеспечения нефтедобывающих производств (в части РТО скважин с УЭЦН) путем возможно полного учета характеристик надежности и условий эксплуатации в скважине каждой единицы оборудования, состояний бригад и линий ремонта.

В случае изменения динамики расхода остаточного ресурса и (или) факторного поля данных г7) на периоде ремонтных циклов предложенная технология имитационного анализа может быть использована в реальном времени как информационно-аналитическое средство оперативного регулирования производствами РТО скважин, оборудованных УЭЦН.

120

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе рассмотрены вопросы эффективной организации процессов ремонтно-технического обслуживания скважин, оборудованных УЭЦН.

В ходе исследования применены подходы к анализу системы обслуживания нефтепромысла, в основе которых лежат методы теории массового обслуживания, динамики средних и имитационного моделирования.

Определены важнейшие направления совершенствования моделей и методов анализа РТО, основанные на возможно большем учете информации о реальной структурной организации производств и контролируемых параметрах эксплуатации погружного оборудования.

На основе методов теории массового обслуживания получены новые расчетные схемы (модели) анализа процессов РТО скважин с УЭЦН, учитывающие две стадии ремонта, разнотипность используемого оборудования, приоритетное обслуживание.

Следует признать, что данный механизм оказался неэффективным для решения задач оптимального планирования, вследствие избыточной детальности вероятностного описания при достаточно "грубых" исходных данных.

В развитие положений метода динамики средних получены оригинальные расчетные выражения, позволяющие учитывать детальную структуру многостадийной организации ремонтных производств, причины отказов погружного оборудования, факторы надежности, присущие отдельно взятым группам изделий, и различные условия эксплуатации в скважинах.

Бесспорным преимуществом метода динамики средних является возможность расчета оптимального баланса ресурсов ремонтно-технического обслуживания нефтепромысла, т.е. соответствие производительности ремонтных служб и объемов склада потребностям эксплуатационного фонда скважин.

Разработана и программно реализована в классе реляционных структур данных оригинальная имитационная модель процессов РТО механизированного фонда скважин на основе применения расчетных схем прогнозирования остаточного ресурса погружного оборудования и времени работы ремонтных служб, которые эффективно объединяют данные информационной нефтепромысловой системы о режиме эксплуатации, конструктивных параметрах каждой скважины, нормативной надежности каждой единицы нефтепромыслового оборудования и функциональной надежности ремонтных служб и производств.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Портнягин, Алексей Леонидович, 2005 год

1. Абрамов О.В., Розенбаум А.Н. Прогнозирование состояния технических систем. М.: Наука, 1990. - 126 с.

2. Аврамчук Е.Ф., Вавилов A.A. и др. Технология системного моделирования. М.: Машиностроение; Берлин: Техник, 1988. - 520 с.

3. Ахмадуллин Э.А. Прогноз МРП работы УЭЦН действующего фонда скважин в условиях проведения интенсификации добычи нефти и ГРП // Нефтепромысловое дело. 2002. - №7, с.38-41.

4. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987.-264 с.

5. Байков И.Р., Смородов Е.А. и др. Анализ временных рядов как метод прогнозирования и диагностики в нефтедобыче // Нефтяное хозяйство. — 2002.-№2, с.71-74.

6. Байков И.Р., Смородов Е.А. и др. Применение методов теории самоорганизации в диагностике технического состояния механизмов // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. 2000. -№1-2, с.96-100.

7. Байков И.Р., Смородов Е.А. и др. Уточнение прогнозов аварийных отказов технологического оборудования методами теории нечетких множеств // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. 2000. - №7-8, с. 17-22.

8. Балыбердин В.А. Методы анализа мультипрограммных систем / Под ред. С.Д. Пашкеева. М.: Радио и связь, 1982. - 152 с.

9. Банди Б. Методы оптимизации. Вводный курс: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1988. - 128 с.

10. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем: Учеб. пособие. М.: Высшая школа, 1982. - 231 с.

11. Барзилович Е.Ю. Некоторые случаи профилактического обслуживания систем с резервированием. М.: Энергия, 1964.

12. Бахвалов Л.А., Микулич Л.И. Компьютерное моделирование: основные тенденции развития инструментальных средств // Труды Института. Том II. М.: Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН, 1999.

13. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти: М.: Недра, 1968. - 272 с.

14. Богданофф Дж., Козин Ф. Вероятностные модели накопления повреждений: Пер. с англ. М.: Мир, 1989. - 344 с.

15. Вавилов A.A., Имаев Д.Х. и др. Имитационное моделирование производственных систем. М.: Машиностроение; Берлин: Ферлаг Техник, 1983.

16. Вентцель Е.С. Исследование операций. М.: "Советское радио", 1972,— 552 с.

17. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство. 2002. - №4, с.62-64.

18. Гайсин М.Ф. Анализ надежности работы электроузлов УЭЦН в ТПП "Урайнефтегаз" ООО "Лукойл-Западная Сибирь" // Нефтяное хозяйство. -2002.-№2, с.76-79.

19. Галлямов М.Н., Исакович Р.Я. и др. Повышение эффективности планово-предупредительного ремонта нефтепромыслового оборудования.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-45 с.

20. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н. и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хозяйство.2002.-№2, с.62-64.

21. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н. и др. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2001. - №10, с.72-73.

22. Гореленков С.Л. Управление основными фондами: от планирования ремонтов к повышению эффективности // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с.51-57.

23. Грехов И.В. Борьба с факторами отрицательно влияющими на работу УЭЦН // Праздник поколений: Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. ЮКОС, 2001.

24. Григорьев Ю.А., Ревунков Г.И. Банки данных. М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002.

25. Дарищев В.И., Ивановский В.Н. и др. Комплекс работ по исследованию и снижению частоты самопроизвольных расчленений (РС-отказов) скважинных насосных установок. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 84 с.

26. Двинин A.A., Ерка Б.А. и др. Способ регулирования подачи электроцентробежных скважинных насосов // Нефтепромысловое дело.2003.-№10, с.33-35.

27. Джавадян A.A. Единая методика определения межремонтного периода работы скважин механизированного и фонтанного фонда. Миннефтепром, 1978. 6 с.

28. Динер И.Я. О некоторых направлениях развития исследования операций. "Морской сборник", 1970.-№1.

29. Дроздов А.Н. Технологии эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях // Нефтяное хозяйство. 2003. - №6, с.86-89.

30. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М: Наука, 2000. - 414 с.

31. Измаилов И.О., Нассонов Ю.В. и др. Автоматизированная система планирования и учета результатов ремонтов скважин. // Нефтяное хозяйство. 2002. -№10, с. 120-121.

32. Инюшин Н., Валеев А. и др. Надежность погружного оборудования в условиях эксплуатации ООО "ЛУКОЙЛ Западная Сибирь" // Технологии ТЭК. - 2004. - №6, с.51-55.

33. Исмаков P.A., Смородов E.A. и др. Оптимизация сроков проведения ремонта подземного оборудования // Нефтяное хозяйство. 2001. - №2, с.60-63.

34. Казанский Д. АСУ ТТ1 для нефтедобывающего предприятия // Современные технологии автоматизации. 2001. - №2, с.32-33.

35. Картавых Т. Первый Российский Форум по системам оперативного управления производством (MES): итоги и перспективы // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с. 12-17.

36. Кельтон В., Лоу А. Имитационное моделирование. Классика CS. 3-е изд. СПб.: Питер; Киев: Издательская группа BHV, 2004. - 847 с.

37. Коломацкий В.Н., Зазовский Ф.Я. Пути повышения эффективности ремонтных служб в Миннефтепроме // РНТС. Сер. организация и управление нефтяной промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ. — 1983. — №2, с.12-16.

38. Комаров B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования // Нефтяное хозяйство. 2002. - №9, с.77-80.

39. Комелин А. Автоматизированная система управления стендами тестирования погружного электрооборудования // Современные технологии автоматизации. 2004. - №3, с. 16-23.

40. Коровин С.Я. Николаевский А.Л. "Альфа-ЦИТС" автоматизация работы центральной инженерно-технологической службы нефтегазодобывающего управления // Нефтяное хозяйство. - 2001. -№10, с.64-66.

41. Коровин С.Я., Артамонов P.A. и др. Информационная нефтепромысловая система нефтегазодобывающей компании // Нефтяное хозяйство. 2002. - №8, с.113-118.

42. Котов В.А., Гарифуллин И.Ш. и др. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН // Нефтяное хозяйство. -2001.-№4, с.58-62.

43. Краснослободцев Н.И. Анализ работы электропогружного оборудования на промыслах нефтедобычи ОАО "Томскнефть" ВНК и причины преждевременных отказов // Праздник поколений: Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. ЮКОС, 2001.

44. Кубарев А.И. Надежность в машиностроении. М.: Издательство стандартов, 1989. - 224 с.

45. Кудрявцев Е.М. Исследование операций в задачах, алгоритмах и программах. М.: Радио и связь, 1984. - 184 с.

46. Кудрявцев И.А., Кузнецов Н.П. и др. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. -2002.-№6, с.62-64.

47. Кузнецов М.В., Вавилов A.JI. Организация оперативного учета оборудования УЭЦН на базе производственного обслуживания ЭПУ // Праздник поколений: Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. ЮКОС, 2001.

48. Куряев C.B. Анализ изменения наработки оптимизированных скважин, оборудованных УЭЦН // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2001. -№7, с.11-14.

49. Куцевич H.A. Диагностические системы, системы управления производственными фондами, системы управления предприятием -синергетический эффект // Мир компьютерной автоматизации 2004. -№4, с.26-29.

50. Кучумов P.P. Обеспечение эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - 260 с.

51. Кучумов Р.Я., Булгаков P.P. Методика управления надежностью нефтегазопромыслового оборудования по данным эксплуатации скважин. — М.: ВНИИОЭНГ, Сер. "Нефтепромысловое дело", 1992 — 70 с.

52. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем. / Под редакцией профессора Р.Я. Кучумова -Тюмень: Издательство "Вектор Бук", 1999.- 135 с.

53. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Моделирование надежности функционирования нефтепромысловых систем. Тюмень: "Вектор-Бук", 2004.-208 с.

54. Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В. и др. Моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации. — Тюмень, Вектор Бук, 2000. — 172 с.

55. Кучумов PJL, Пяльченков В.А. и др. Организация ремонтных работ на скважинах в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений / Под ред. Р.Я. Кучумова Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. — 154 с.

56. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г. и др. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. Уфа: Башкнигоиздат, 1983.-111 с.

57. Лавров В.В., Налимов Г.П. и др. Современная система сбора, обработки и хранения промысловой исследовательской информации на предприятиях добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2002. - №10, с.98-100.

58. Ленин С.А., Гордеев A.C. Телемеханизация станций управления УЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2002. - №10, с. 118-119.

59. Любушкин В.И., Поздняков А.П. Программа повышения эффективности нефтегазодобывающего производства ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" // Нефтяное хозяйство. 2003. — №11, с.97-99.

60. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти. Роль сервиса в работе погружного комплекса. Материалы XI Всероссийской технической конференции. М.: АЛНАС, 2002.

61. Месенжник Я., Прут Л. Нужно ли ремонтировать электроцентробежные насосы? // Нефтегазовая вертикаль. 2000. - №6.

62. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов Р.Н. и др. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Уфа: Гилем, 1999. - 464 с.

63. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

64. Моисеев H.H., Иванилов Ю.П. и др. Методы оптимизации. М.: Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1978. - 352 с.

65. Новиков E.H., Пильщиков С.А. Системы отслеживания остановов оборудования и анализа причин простоев (Downtime-системы) // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с.45-50.

66. Овчаров Л.А., Степин Ю.П. и др. Математическая модель функционирования систем обслуживания нефтегазодобывающего производства // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1994. - №8, с.23-26.

67. Овчаров Л.А., Степин Ю.П. и др. Оптимизация систем обслуживания нефтегазодобывающего производства // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1994. - №9-10, с.23-25.

68. Павлюченко А.Д., Абаев С.И. Повышение эффективности управления техническим обслуживанием и ремонтом оборудования // Мир компьютерной автоматизации — 2004. №4, с.58-64.

69. Пономарев Р.Н., Ишмурзин A.A. Ремонт и тестирование оборудования установок электроцентробежных насосов для добычи нефти // Нефтегазовое дело. 2005.

70. Портнягин A.JI. Вопросы имитационного моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин // Вестник кибернетики, Тюмень, ИПОС СО РАН, 2003, вып.2, с.157-164.

71. Портнягин A.JI. Методы оценки остаточного ресурса УЭЦН, учитывающие режим работы установки // Нефть: наука, экология и экономика. Материалы межвузовской студенческой научной конференции. Альметьевск, 2001.

72. Портнягин A.JI., Полозков В.В. Сравнительный анализ моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания механизированного фонда скважин // Вестник кибернетики, Тюмень, ИПОС СО РАН, 2004, вып.З, с.128-135.

73. Портнягин A.JI., Соловьев И.Г. Модель оценки остаточного ресурса погружного оборудования. // Вестник кибернетики, вып.1, Тюмень, ИПОС СО РАН, 2002, с.103-108.

74. Портнягин A.JI., Соловьев И.Г. Модель оценки остаточного ресурса УЭЦН, учитывающая доминирующие факторы эксплуатации // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной

75. Сибири на современном этапе. Материалы Всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: Издательство "Вектор Бук", 2001.

76. Портнягин А.Л., Соловьев И.Г. Расчет балансовой нагрузки процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем нефтедобычи // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно-технической конференции. Т2. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.

77. Поскряков Ю.М., Аглямов H.H. Типизация технических и программных решений автоматизации объектов добычи нефти // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2001. - №7-8, с.14-17.

78. Проблемы надежности и ресурса в машиностроении / Под ред. К.В. Фролова, А.П. Гусенкова. М.: "Наука", 1986. - 247 с.

79. Пустовалов М.Ф., Чакин A.A. Применение коррозионно-стойких УЭЦН на месторождениях ТПП "Урайнефтегаз" // Нефтяное хозяйство. 2000. -№10, с.126-129.

80. Пчелинцев Ю.В. Применение теории массового обслуживания и теории надежности при анализе работы ШГН в часто ремонтируемых наклонно направленных скважинах // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 1999. -№10-11, с. 15-17.

81. Пшеничный Б.Н., Данилин Ю.М. Численные методы в экстремальных задачах М.: Наука, 1975. - 319 с.

82. Пьянков В.Н., Сыртланов В.Р. и др. Экспертная система оценки качества построения reo лого-технологических моделей месторождений // Нефтяное хозяйство. 2002. - №6, с.31-34.

83. РД153-39.0-088-01. Классификатор ремонтных работ в скважинах. (Утвержден и введен в действие Приказом Минэнерго России от 22.10.2001 №297). Минэнерго, 2001. 22 с.

84. Реклейтис Г., Рейвиндран А. и др. Оптимизация в технике: в 2-х книгах. Пер. с англ. М.: Мир, 1986. - 320 с.

85. Решетов Д.Н., Иванов A.C. и др. Надежность машин. М.: Высшая школа, 1989. - 283 с.

86. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. М.: Высшая школа, 1989. - 432 с.

87. Снапелев Ю.М., Старосельский В.А. Моделирование и управление в сложных системах. М.: Советское радио, 1974. — 264 с.

88. Соловьев В.Я. Оптимизация затрат на аварийно-восстановительные работы на нефтедобывающих предприятиях // Нефтяное хозяйство. — 2003.-№4, с.109-110.

89. Соловьев И.Г. Разработка алгоритма периодической эксплуатации УЭЦН с контролем ресурса изоляции. Отчет НИР 29-84, ТюмИИ. -Тюмень, 1985.-47с.

90. Соловьев И.Г. Разработка основ автоматизированной технологии нефтедобычи для скважин, оборудованных УЭЦН. Отчет НИР 29-84, ТюмИИ. Тюмень, 1985. - 124 с.

91. Соловьев И.Г., Конопелько В.К. Линейная модель ресурса погружного электроцентробежного насоса. Сер. Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. Вып. 6. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985, с.13-15.

92. Соловьев И.Г., Портнягин А.Л. Вычислительная технология моделирования процессов ремонтно-технического обслуживания скважинных систем // Известия вузов. Нефть и газ. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. №3, с.30-38.

93. Соловьев И.Г., Портнягин А.Л. Расчет эксплуатационных параметров системы обслуживания глубинных насосов нефтепромысла методом средних // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. -№2, с.34-41.

94. Соломатин Г.И., Белоусов О.В. и др. Интегрированная информационная система нефтегазодобывающего производства 01Б+ // Нефтяное хозяйство. 2003. - №10, с.36-39.

95. Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС. Справочное издание. -Сургут: Рекламно-издательский информационный центр "Нефть Приобья" ОАО "Сургутнефтегаз"; 2001. 380 с.

96. Сушков В.В., Ковалев Ю.З. и др. Практическая диагностика нефтепромыслового энергомеханического оборудования: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 133 с.

97. Тараканов К.В., Овчаров Л.А. и др. Аналитические методы исследования систем. М.: Советское радио, 1974. - 240 с.

98. Точилин Н.В. Управление техническим обслуживанием и ремонтом технологического оборудования КС // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2005. -№1, с.27-29.

99. Труханов В.М. Методы обеспечения надежности изделий машиностроения. М.: Машиностроение, 1995. - 304 с.

100. ЮЗ.Ультриванов И.П. Имитационное моделирование динамических систем: Учебное пособие. Казань: КАИ, 1987. - 68 с.

101. Уразаков K.P., Габдрахманов H.X. и др. Оптимизация работы механизированного фонда скважин // Нефтяное хозяйство. 2001. -№11, с.29-31.

102. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. - 50 с.

103. Филиппов В.Н. Основные факторы, определяющие показатели надежности установок для добычи нефти. М.: ЦИНТИхимнефтемаш. Химическое и нефтяное машиностроение. 1982. - №5, с. 11-15.

104. Хачатуров В.Р., Астахов Н.Д. и др. Автоматизация проектирования систем производственного обслуживания в Западно-Сибирском нефтедобывающем регионе. М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

105. Хохлов В.К., Горутько Н.М. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ. Сер. "Машины и нефтяное оборудование", 1980.

106. Черчмен У., Акоф Р. и др. Введение в исследование операции. М.: Наука, 1968.-486 с.

107. ПО.Чукчеев O.A., Локтев A.B. и др. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2003. - №6, с.75-77.

108. Ш .Шенон Р. Имитационное моделирование систем искусство и наука. -М.: Мир, 1978.-418 с.

109. Шехватов Д. БАМ, MRO, АРМ и другие концепции управления основными фондами // Мир компьютерной автоматизации 2004. - №4, с.30-34.

110. Юсупов P.M., Журавлев А.Б. Создание единого корпоративного информационного пространства для эффективного управления данными нефтегазовой компании // Нефтяное хозяйство. 2002. - №10, с.34-38.

111. An analysis on the application of submersible electric pumping system in the Santa Barbara Channel. TRW Redo pumps, April, 1972.