4 ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы. Анализ работы нефтяных компаний показывает, что бездействующий фонд скважин составляет более 40% от эксплуатационного фонда. Подземные и капитальные ремонты скважин проводятся со значительными затратами времени, финансовых средств и потерей нефти. Для повышения эффективности работы нефтегазодобывающих предприятий требуется разработать новые методы организации работ ремонтных бригад для обеспечения бесперебойной работы фонда скважин. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений в осложненных условиях требует развития прогрессивных форм обслуживания, обусловливающих в конечном счете повышение эффективности нефтедобычи, прибыли и уменьшение затрат. Поэтому повышение эффективности ремонтных работ на месторождениях является актуальной проблемой, имеющей как научную, так и практическую ценность.
Для нефтедобывающего предприятия оптимизация работы ремонтных бригад на скважинах требует применения научных методов исследований для моделирования ситуаций, близких к реальности. Это позволит увидеть возможные стратегии управления с учетом различных критериев.
При управлении работой фонда скважин важным является учет экономической целесообразности применения той или иной стратегии ремонтного обслуживания в зависимости от количества ремонтных бригад и длительности межремонтного периода.
Решение перечисленных проблем нуждается в индивидуальном подходе: к условиям разработки нефтяных месторождений, а также использование совокупности критериев оптимальности (дебит, кратчайшее расстояние, коэффициент технической готовности) и выбора стратегии управления, что в совокупности обеспечит наибольшую эксплутационную эффективность фонда скважин.
С учетом важности исследуемой проблемы для нефтедобывающих предприятий, диссертационная работа посвящена моделированию эффективности организации ремонтных работ на скважинах и принятию рациональных решений в условиях неопределенности и риска.
Цель работы. Моделирование организации ремонтных работ на скважинах в условиях неопределенности и риска с учетом возможных стратегий ситуационного управления.
Основные задачи исследований.
1. Провести анализ эффективности работы добывающего фонда нефтяных скважин и работы ремонтных бригад на скважинах в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений.
2. Осуществить анализ методов принятия решений в условиях неопределенности и риска при организации ремонтных работ на скважинах и управлении производственно-техническими процессами.
3. Решить задачу о максимальном потоке при организации ремонтных работ на скважинах с помощью алгоритма Дейкстры.
4. Провести оптимизацию распределения заявок с помощью прямо-двойственного алгоритма Хичкока - АЛЬФАБЕТА.
5. Провести анализ затрат и прибыли при организации ремонтных работ на скважинах, рассчитанных по методам принятия решений в условиях неопределенности и риска, взвешенного паросочетания и алгоритма Дейкстры, с применением системы аварийно-плановых ТОР, учетом количества ремонтных бригад и их простоев.
Методы решения задач. Для решения поставленных задач использовались методы теории вероятности и математической статистики, теории надежности и массового обслуживания при организации ремонтных работ на скважинах с широким применением методов комбинаторной оптимизации и возможностями компьютерных технологий.
Научная новизна работы.
1. Разработана методика принятия решений в условиях неопределенности и риска при решении задач планирования и организации ремонтных работ на скважинах в осложненных условиях.
2. Алгоритм Дейкстры дополнен критериями (дебит, коэффициент технической готовности) при планировании транспортных путей для работы ремонтных бригад на скважинах.
3. Венгерский алгоритм дополнен критериями (дебит, коэффициент технической готовности) для назначения специализированных ремонтных бригад, предусматривающего использование задачи о паросочетании.
Основные защищаемые положения.
1. Методика организации работы ремонтных бригад на скважинах с использованием алгоритмов Дейкстры и венгерского, исходя из многокритериальной задачи.
2. Пакет прикладных программ для решения задачи повышения эффективности эксплуатации фонда скважин и работы ремонтных бригад.
Практическая ценность работы.
1. Пакет прикладных программ для решения задач об организации ремонтных работ на скважинах, написанных на языке «Object Pascal» в системе программирования «Delphi 7.0».
2. Методика выбора стратегии организации ремонтных работ с учетом критериев (дебит, коэффициент технической готовности, кратчайшее расстояние).
3. Учет простоев бригад и скважин, выявлены зависимости прибыли и затрат от количества ремонтных бригад, времени межремонтного периода.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на научно-практической конференции «Наука и производство: параметры взаимодействия» (17 -18 апреля 2003 г., г. Сургут, ХМАО), международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», г. Тюмень, 25 - 27 октября 2005г., научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2003-2005гг.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 научных статей.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, 1 приложения, списка использованной литературы, включающего 92 наименования. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, включая 101 рисунок, 44 таблицы.
Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Р.Я. Кучумову и научному консультанту к.т.н., профессору P.P. Кучумову за научную и методическую помощь, оказанную при выполнении диссертационной работы.
РАЗДЕЛ 1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ РАБОТ В ОБЛАСТИ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ
1.1. Анализ эффективности эксплуатации фонда нефтяных скважин в осложненных условиях
Практика эксплуатации скважин показывает, что современный технический уровень механизированного способа добычи нефти далеко не полностью отвечает требованиям, предъявляемым к оборудованию в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений. Различия условий эксплуатации, обслуживания и ремонта скважинного оборудования, геолого-технических мероприятий, связанных с интенсификацией притока жидкости к скважине, являются причинами отличия значений показателей эффективности использования скважин, оборудованных насосами одного и того же типоразмера. Поэтому важно оценить возможность дальнейшего применения существующей технологии и техники нефтедобычи, определить основные направления и задачи их совершенствования с учетом реальных условий эксплуатации скважин и месторождений в целом.
В табл. 1.1 и 1.2 приведен фонд нефтяных скважин по 3 крупным нефтяным компаниям. Из табл. 1.1 видно, что в 1996 г. простаивающий фонд скважин колебался от 27,5% до 42,4% от эксплуатационного фонда скважин. Наибольшее количество простаивающих скважин имеет Тюменская нефтяная компания - 42,4% от всего эксплуатационного фонда. Наиболее благополучной компанией из рассматриваемых является ЛУКОЙЛ, у которой этот показатель не превышает 20% [30, 77].
Таблица 1.1 Фонд нефтяных скважин 1996 г.
Компания Эксплуатационный фонд скважин Добывающие скважины Простаивающие скважины
Всего %
Сибнефть 6909 4395 2514 36,4
Роснефть 9489 6880 2609 27,5
Тюменская НК 10100 5814 4286 42,4
ЛУКОЙЛ 20827 17234 3593 17,2
8
Фонд нефтяных скважин 1997 г.
Таблица 1.2
Компания Эксплуатационный фонд скважин Добывающие скважины Простаивающие скважины
Всего %
Сибнефть 6869 4272 2597 37,8
Роснефть 9071 6880 2191 24,1
Тюменская НК 9614 5286 4328 45.0
ЛУКОЙЛ 21234 17268 3968 18,7
Таблица 1.3
Доля скважин, ожидающих комплексного ремонта
Компания Простаивающий фонд Простои по причине электроснабжения Доля скважин, ожидающих комплексного ремонта, %
Всего % Потери нефти, т
Сибнефть 2514 729 29,0 25513 71,0
Роснефть 2609 754 29,0 15449 71,0
Тюменская НК 4286 283 6,6 9309 93,4
ЛУКОЙЛ 3593 785 21,8 34603 78,2
Анализ табл. 1.2 показывает, что в 1997 г. наиболее благополучными остались нефтяные компании ЛУКОЙЛ - 18,7 и Роснефть - 24,1% простаивающего фонда.
В табл. 1.3 приведены сводные данные о скважинах, простаивающих в ожидании комплексного ремонта к 1996 г. Из таблицы следует, что количество скважин, простаивающих по причине отсутствия электроснабжения, колеблется от 6,6% (Тюменская НК) до 29%.
Годовые потери по причине отсутствия энергоснабжения на одну скважину составляют: Тюменская нефтяная компания - 32,9 тонн, ЛУКОЙЛ -44,1 тонн, Сибнефть - 35 тонн, Роснефть - 20,5 тонн.
Как видно из табл. 1.3, очень высокой остается доля простаивающих скважин в ожидании комплексного ремонта (ПРС, КРС и ОПЗ). Эти данные наглядно показывают, что для повышения эффективности использования
эксплуатационного фонда скважин необходимо свести к минимуму количество простаивающих скважин. Для решения этой проблемы необходимо разработать оптимальную стратегию организации и проведения ремонтных работ и геолого-технических мероприятии по интенсификации притока жидкости из пласта в скважины.
В последние годы в нефтедобывающих предприятиях России эксплуатировалось 52 228 скважин, оборудованных установками ЭЦН, в том числе: погружными центробежными насосами - 49 030 (табл. 1.4), диафрагменными насосами - 532, винтовыми насосами - 780, импортными УЭЦН - 1886. С помощью УЭЦН было добыто 208,123 млн. т нефти 1291,708 млн. м3 жидкости.
Эксплутационная надежность УЭЦН формируется под влиянием множества взаимосвязанных геолого-технических и физико-химических факторов, изменяющихся от скважины к скважине. Взаимосвязи определяются пределами изменения факторов, физическими закономерностями изменения величин, особенностями геологического строения залежей, свойствами добываемой продукции, подбором режимов, типоразмеров, компоновок и т.д. Следовательно, на эксплутационную надежность УЭЦН влияет множество факторов, таких как наличие сероводорода, песка, парафина, растворенного газа, строение профиля скважины и т.п.
Таблица 1.4
Характеристика действующего фонда скважин, оборудованных
установками ЭЦН
Предприятие Эксплутационный фонд скважин с ЭЦН Скважины, дающие продукцию Время работы действующего фонда, ч
всего % от всего фонда всего % от всего фонда календарное эксплуатации
Россия, всего 52228 35,6 40002 35,3 309737039 288903920
Роснефть 31894 29,9 24463 29,2 20959335 194820272
Тюменьнефтегаз 253 28,7 187 36,5 1716828 1627524
Ноябьскнефтегаз 3474 51,0 2165 52,7 19963230 18619018
Урайиефтегаз 474 18,6 411 20,9 3609828 3483960
С точки зрения эксплутационной надежности важное значение имеет температура ПЭДа, которая определяется степенью нагрева жидкости в зоне насосной установки, в зазоре между ПЭД и обсадной колонной. Степень
10
нагрева жидкости зависит от режимов работы и типоразмера УЭЦН, а также наличия свойств откачиваемой жидкости. Негативно влияет на работу ЭЦН наличие в добываемой жидкости большого количества газа [31].
Анализ погружного оборудования УЭЦН показал, что распределения однотипных отказов по узлам оборудования отличаются (рис. 1.1).
Сибнефть Роснефть ТНК
¦ Погружной кабель В ПЭД ? НКТ ? Насосный агрегат ? Гидрозащита
Рис. 1.1. Распределения однотипных отказов по узлам оборудования
До 1991 г. в отрасли использовалась методика определения межремонтного периода работы скважин и глубинно-насосных установок, разработанная в сентябре 1978 г. В Главнефтедобыче МНП СССР она была рассчитана на определение межремонтного периода только по действующему фонду скважин. В расчетах учитывались лишь подземные, текущие ремонты. Не учитывались планово-предупредительные ремонты и геолого-технические мероприятия. В январе 1991 г. Миннефтепромом СССР была введена более точная методика расчета межремонтного периода. Однако обе указанные методики не опирались на новые методы анализа работы глубинно-насосного оборудования, прежде всего с использованием теории надежности и методов теории вероятности.
11
Показатели для штанговых установок по предприятиям за 1991-1993 гг. показаны в табл. 1.5.
Таблица 1.5
Межремонтный период скважин, оборудованных штанговыми насосами по нефтедобывающим предприятиям России за 1991-1993 гг.
Предприятие Эксплутационный фонд скважин ШГН 1991-1993 гг. Средний межремонтный период 1991-1993 гг., сут
Россия, всего 73641 339
в том числе Западная Сибирь 22875 351
Пурнефтегаз 194 332
Тюменьнефтегаз 523 345
Ноябьскнефтегаз 2264 226
Урайнефтегаз 1659 338
Межремонтный период скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, составляет:
по Западной Сибири - 351 сут; в России в целом - 339 сут. [29].
Разработка нефтяных месторождений, как сложный технологический процесс, нуждается в современном и действенном контроле, анализе и регулировании, которые начинаются с ввода первых скважин в эксплуатацию и этот процесс продолжается непрерывно. Большинство нефтяных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья находятся на поздней стадии разработки и характеризуются увеличением бездействующего и малодебитного фонда скважин, что ставит актуальной проблему повышения эффективности эксплуатации существующего механизированного фонда скважин [15, 29].
Главным условием стабильной работы предприятия является правильная организация работы ремонтных бригад, своевременное обслуживание плановых и аварийных заявок скважин с целью уменьшения простаивающего фонда скважин [88, 89].
12
6500
3476 3433 А А
3453 2966
2706
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
годы
* Роснефть —И Сибнефть А ТНК • ЛУКОЙЛ Рис. 1.2. Динамика изменения простаивающего фонда скважин
Как видно из рис. 1.2, с 1992 по 1996 гг. наибольшее количество скважин (до 6042) простаивало на предприятии ЛУКОЙЛ. С 1996 г. наибольшее количество простаивающих скважин приходится на предприятие Роснефть. Максимум достигается в 2001 г. - 6291, так что увеличение составило 32,72% по сравнению с 2000 г.
С 1999 по 2001 гг.на предприятиях Роснефть, Сибнефть, ТНК наблюдается снижение простаивающего фонда скважин: Роснефть - на 65,8%; Сибнефть -на 6,3; ТНК-на 13,4.
13
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Годы • Роснефть ~И Сибнефть А ТНК • ЛУКОЙЛ
Рис. 1.3. Динамика изменения процента простаивающего фонда скважин от
всего эксплуатационного фонда.
Высокий процент простаивающих скважин по нефтяным компаниям показывает необходимость принятия мер по повышению эффективности использования фонда скважин.
1.2. Анализ данных деятельности нефтяной компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Анализ и разработка мероприятий по повышению эффективности работы бригад подземного ремонта скважин в осложненных условиях. На
современном этапе развития нефтяной отрасли большинство крупных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки и требуют повышения эффективности использования фонда скважин, а также
14
введения большого объема геолого-технических мероприятий с целью интенсификации добычи нефти. Эти мероприятия проводятся при эксплуатации добывающих скважин в условиях, осложненных процессами отложения солей, кустования наклонно-направленных скважин, повышенной депрессии на пласт. При эксплуатации скважин усиливаются коррозионные процессы в связи с появлением в продукции сероводорода и увеличением ее обводнённости. Кроме того, очень высоким остается фонд бездействующих и простаивающих скважин, достигая в некоторых нефтяных компаниях до 40-60%. Все это диктует принятие неотложных мер по повышению эффективности использования фонда добывающих скважин.
Система планово-предупредительных ремонтов в нефтедобывающей промышленности успешно используется для обеспечения бесперебойной работы основного наземного нефтепромыслового оборудования. Применение этой системы к оборудованию, предназначенному для подъема нефти, затрудняется в связи с тем, что условия его работы резко отличаются не только по месторождениям, но и по скважинам. Поэтому в настоящее время во многих нефтяных компаниях в основу организации подземных ремонтов скважин закладывается принцип ремонта по необходимости, а не по плану. Этим обстоятельством и объясняется, очевидно, довольно большой удельный вес аварийных ремонтов и скважин, ожидающих ремонта. Правомерно было бы включать в эту категорию также ремонты, связанные со сменой штанговых глубинных насосов, так как значительная часть замены этих насосов связана с их отказами и только небольшая доля вызвана необходимостью спуска насосов большего или меньшего диаметра.
Работы по ремонту скважин выполняет цех подземного ремонта скважин. В табл. 1.6 представлен анализ работы бригад текущего ремонта скважин ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Как видно из табл. 1.6, число бригад в 1998 году уменьшилось на 4 бригады. При этом среднедействующее количество бригад увеличилось на 2% за счет увеличения сменности бригад. Коэффициент сменности увеличился с 2,79 до 2,85, то есть на 2,15%. Поэтому в целях дальнейшего совершенствования организации ремонта скважин следует установить для большинства бригад непрерывный круглосуточный график работы.
15
Таблица 1.6
Подразделение Число бригад Среднедействующее количество бригад Коэфф. сменности Выработка на одну бригаду Стоимость одного бригадо-часа, долл.
1997 год
НГДУ "Холмогорскнефть" 18 15,3 2,99 109,3 110,1
НГДУ "Суторминскнефть" 38 35 2,65 130,0 71,5
НГДУ "Муравленковскнефть" 11 11 2,91 127,9 99,8
НГДУ "Заполярпефть" 5 7,1 2,88 103,4 91,5
В целом по «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» 72 68,4 2,79 122,3 87,2
1998 год
НГДУ "Холмогорскнефть" 18 18 2,99 96,3 108,0
НГДУ "Суторминскнефть" 34 35,6 2,72 124,1 85,0
НГДУ "Муравленковскнефть" 11 10,9 2,96 132,0 80,1
НГДУ "Заполярнефть" 5 5,3 2,93 82,6 128,0
В целом по «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» 68 69,8 2,85 115,0 93,7
Выработка на одну бригаду в 1998 г. уменьшилась на 6,3% по сравнению с 1997 г. Это возникло за счет низкой производительности труда в НГДУ "Холмогорнефть" ("ХН"), "Заполярнефть" ("ЗН") и "Суторминскнефть" ("СИ"). Например, выработка на одну бригаду в НГДУ "ХН" уменьшилась на 13,5%, а в НГДУ "ЗН" - на 25,2%. При этом по «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» стоимость одного бригадо-часа увеличилась на 7,5% за счет показателей ЕГДУ "ЗН" и "СН". Наилучшие результаты достигли бригады ПРС НГДУ "Муравленковскнефть" ("МН"), где наблюдается уменьшение стоимости бригадо-часа на 24,6% в 1998 г.
В табл. 1.7 представлен объем работ по текущим ремонтам скважин, выполненный в «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 1997-98 гг.
Из табл. 1.7 видно, что наблюдается уменьшение на 331 ремонтов в 1998 г. Увеличение ремонтов отмечено по фонтанным скважинам на 20,5%. На 8,3% уменьшилось количество ремонтов в скважинах, оборудованных ЭЦН. Очевидно, уменьшение объема ремонтных работ в 1995 г. связано с
16
уменьшением производительности труда бригад ПРС, а именно с уменьшением выработки на бригаду и увеличением непроизводительного времени до 11,8%.
Таблица 1.7
Подразделение Кол-во ремотов В том числе Производительное время, %
ЭЦН ШСН Фонтан Прочие Нагнетательные скв-ны
1997 год
НГДУ"ХН" 1672 1233 262 1 66 ПО 89,6
НГДУ"СН" 4550 1154 3334 0 32 30 88,0
НГДУ "МН" 734 552 56 77 42 7 89,0
НГДУ "ЗН" 1407 808 563 0 36 0 92,5
В целом по ННГ 8363 3747 4215 78 176 147 89,2
1998 год
НГДУ"ХН" 1734 1237 313 2 59 123 89,7
НГДУ"СН" 4416 1220 3143 3 41 9 86,5
НГДУ "МН" 440 280 45 89 20 6 93,0
НГДУ "ЗН" 1442 723 693 0 26 0 88,4
В целом по ННГ 8032 3460 4191 94 146 138 88,2
Таблица 1.8
Подразделение Продолжительность одного ремонта, час. В том числе
ЭЦН ШСН Фонтан Прочие Нагнетательные скважины
1997 год
НГДУ"ХН" 70,3 74,4 58,4 74,0 28,8 78,0
НГДУ"СН" 58,6 70,6 54,3 0 53,2 48,7
НГДУ "МН" 106,2 112,0 93,4 94,0 62,3 150,9
НГДУ "ЗН" 65,8 66,1 68,0 0 23,3 0
В целом по ННГ 66,3 77,0 57,0 84,0 40,1 75,5
1998 год
НГДУ"ХН" 83,6 87,8 69,1 35,0 34,6 103,0
НГДУ"СН" 61,2 79,7 54,0 0 58,1 61,1
НГДУ "МН" 101,0 110,8 97,2 83,7 69,8 72,7
НГДУ "ЗН" 63,7 69,7 59,1 0 22,0 0
В целом по ННГ 68,7 83,0 56,4 83,6 43,8 99,0
Данные по продолжительности одного ремонта приведены в табл. 1.8. Как видно, продолжительность одного ремонта в 1998 году колебалась в пределах от 61,2 часа (в НГДУ "СН") до 101 часа (в НГДУ "ЗН") при среднейпродолжительности ремонта по «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» 68,7 час. В 1997г. продолжительность одного ремонта по «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» составила 66,3 часа, что на 2,4 часа меньше, чем в 1998 г.
17
Анализ данных таблицы показывает, что увеличение средней продолжительности ремонта в 1998 году произошло за счет длительности ремонтных работ на скважинах, оборудованных ЭЦН, и в нагнетательных скважинах. Наилучшие результаты достигли НГДУ "СН" (61 час) и НГДУ "МН" (64 часа). Очевидно, что увеличение средней продолжительности ремонта приводит к уменьшению выработки бригадой ПРС, о чем и свидетельствуют приведенные данные по выработке (табл. 1.6).
Таким образом, показатели продолжительности ремонта, стоимость бригадо-часа и непроизводительное время, характеризующие эффективность работы бригад ПРС, имеют тенденцию к увеличению. Эти показатели оказывают существенное влияние на стоимость выполненных ремонтных работ. В самом деле, несмотря на уменьшение объемов ремонтных работ, затраты увеличились на 16,6% по сравнению с 1997 г. Стоимость одного ремонта увеличилась на 21,4%. Все это вызывает необходимость широкого внедрения комплексных методов ремонта скважин, повышения квалификации работников, сокращения времени пребывания скважин в ремонте за счет уменьшения внутрисменных организационных простоев.
Значительная доля аварийных ремонтов в общем объеме подземных текущих ремонтов скважин настоятельно требует пересмотра сложившейся в настоящее время в «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» системы ремонта подземного оборудования скважин. Резервом повышения эффективности работы бригад ПРС является уменьшение непроизводительного времени, ликвидация бездействующего фонда скважин, которая может быть достигнута при применении научно-обоснованной системы технического обслуживания и ремонта скважин.
Исследование факторов, определяющих непроизводительное время, и пути их уменьшения. Для обеспечения добычи нефти во все усложняющихся условиях эксплуатации месторождений, связанных с ростом пластового давления и обводненности продукции скважин, требуется значительные капитальные вложения. Увеличиваются эксплуатационные затраты, расходы на ремонт скважин также имеют выраженную тенденцию к увеличению.
Затраты, связанные с подземным ремонтом скважин, прямо и полностью относятся к себестоимости добычи нефти и газа. Эти затраты складываются из заработной платы рабочих бригад, проводящих ремонт, затрат на эксплуатацию

Получить работу