Бакалавр
Дипломные и курсовые на заказ

Оценивание гидродинамических параметров системы «пласт-скважина-насос» в режиме нормальной эксплуатации

Диссертация: Оценивание гидродинамических параметров системы «пласт-скважина-насос» в режиме нормальной эксплуатации
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Результаты работы докладывались на всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» в г. Альметьевске в 2001 г., на научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В. И. Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» в г. Тюмени в 2002 г., на областной научно-практической конференции «Электроэнергетика и применение… Читать ещё >

Содержание

  • СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
  • 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ПОСТРОЕНИЮ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
    • 1. 1. Типовые задачи исследования скважин и пластов и их назначение
    • 1. 2. Постоянно действующие геолого-техно логические модели нефтяных и газонефтяных месторождений
    • 1. 3. Современные задачи и подходы к информатизации и интеллектуализации технологии нефтедобычи
  • 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЛОКАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ ПЛАСТОВО-СКВАЖИННЫХ СИСТЕМ
    • 2. 1. гидродинамические уравнения пластовых систем
      • 2. 1. 1. Закон Дарсы
      • 2. 1. 2. Формула Дюпюы
      • 2. 1. 3. Уравнения упругого режима
    • 2. 2. Построение гидродинамической модели скважинной системы
      • 2. 2. 1. Модель, учитывающая различные режимы работы скважины
      • 2. 2. 2. Модель насоса
      • 2. 2. 3. Объединенная модель скважинной системы
    • 2. 3. Структуризация полей давления при построении моделей в осредненных переменных
    • 2. 4. Построение гидродинамической модели для площадной схемы зонального осреднения
    • 2. 5. Построение гидродинамической модели для лучевой схемы зонального осреднения
    • 2. 6. Описание программного модуля для проведения вычислительных экспериментов
    • 2. 7. Результаты вычислительного анализа
    • 2. 8. Выводы по разделу
  • 3. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
    • 3. 1. Задача идентификации параметров гидродинамической модели
    • 3. 2. Использование метода наименьших квадратов для идентификации гидродинамической модели
    • 3. 3. Алгоритм идентификации быстрой динамики
      • 3. 3. 1. Идентификация модели быстрой динамики по измерениям забойного давления и дебита скважины
      • 3. 3. 2. Частные случаи идентификации быстрой динамики
      • 3. 3. 3. Идентификация статической модели
      • 3. 3. 4. Идентификация модели насоса
      • 3. 3. 5. Режимы испытаний скважинных систем для уточнения статической характеристики
      • 3. 3. 6. Идентификация модели быстрой динамики по измерениям забойного давления
    • 3. 4. Использование гидродинамической модели для идентификации межскважинных зон
      • 3. 4. 1. Информативность выборки и надежность оценивания параметров модели
      • 3. 4. 2. Использование моделей окаймляющих зон
      • 3. 4. 3. Идентификация при помощи «укороченных» моделей
    • 3. 5. Анализ результатов исследовательских работ по гидропрослушиванию межскважинного пространства на участке спорышевского месторождения, пласт БСю°
      • 3. 5. 1. Анализ исходных данных
      • 3. 5. 2. Идентификация по быстрой динамике
      • 3. 5. 3. Анализ результатов идентификации по медленной динамике
      • 3. 5. 4. Сравнительный анализ результатов идентификации по разработанной методике с результатами традиционных методик
    • 3. 6. выв оды по разделу
  • 4. ВОПРОСЫ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОЦЕДУРЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ
    • 4. 1. Организация информационной инфраструктуры современных нефтедобывающих предприятий
    • 4. 2. Место гидродинамических моделей скважинных систем в составе ПДГТМ
    • 4. 3. Формирование информационных выборок для процедуры идентификации
    • 4. 4. Особенности регламента контроля технологических параметров для процедуры идентификации
    • 4. 5. Выводы по разделу

Оценивание гидродинамических параметров системы «пласт-скважина-насос» в режиме нормальной эксплуатации (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность темы

Современные подходы к разработке и эксплуатации нефтяных месторождений всё в большей степени апеллируют к созданию и использованию компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) [73,89]. Принятый в 2000 г. ЦКР Минэнерго РФ регламент обязывает недропользователей строить ПДГТМ для всех месторождений с балансовыми запасами свыше 1 млн. т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности [82].

ПДГТМ являются мощным средством для решения задач разработки месторождений, призванным [47]:

1. Отслеживать текущее состояние, прогнозировать динамику выработки остаточных запасов углеводородов, а также добычи нефти и газа.

2. Определять оптимальную стратегию доразведки и доработки месторождения.

3. Рассчитывать технологические показатели при существующем состоянии разработки.

4. Планировать и анализировать эффективность технических мероприятий.

5. Рассчитывать технологические показатели вариантов разработки с реализацией программы геолого-технических мероприятий, системных взаимодействий по управлению разработкой месторождения (регулирование системы поддержания пластового давления (ППД), форсированный отбор жидкости и др.).

6. Моделировать широкий спектр технологий воздействий на различные типы коллекторов и залежей (термические воздействия, циклические закачки и др.).

7. Проводить оценку запасов по пластам и залежи, в том числе, дифференциальный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.

8. Осуществлять подготовку технико-экономического обоснования и проектов разработки месторождения.

К настоящему времени сложилась положительная эффективная практика по построению ПДГТМ с использованием известных платформ зарубежных фирм, таких как Shlumberger, Landmark, Roxar [89]. Следует заметить, что отечественные разработки (например, «ТРИАС», «ЛАУРА»), представленные в виде отдельных программных модулей в настоящее время пытаются объединить в универсальную технологию, о чем свидетельствует состоявшееся в марте 2005 года заседание Научно-технического совета по проблемам эффективного использования месторождений углеводородного сырья с участием специалистов РАН, РАЕН и ведущих российских разработчиков программных продуктов для предприятий нефтяного и газового комплекса. На заседании было принято решение о создании российского полномасштабного программного комплекса «ТРАСТ», включающего в себя «мониторинг за разработкой месторождений», который бы выдержал конкуренцию с лучшими зарубежными продуктами. Этот проект призван объединить достижения российских специалистов [75].

Однако, как замечено специалистами [72,90], данный класс моделей призван решать стратегические задачи контроля и управления ресурсами. Для задач, связанных с планированием геолого-технических мероприятий (ГТМ) и регулированием режимами выработки локальных участков месторождений данный класс гидродинамических моделей оказывается слишком грубым.

В известных работах Грайфера В. И. и Боксермана А. А. [11,89] замечено, что в условиях рынка эффективность управления разработкой месторождений всё в большей степени связывается с использованием технологий очаговой выработки залежей, что особенно актуально для сложнопостроенных коллекторов и месторождений с остаточными запасами углеводородов.

В этой связи следует перечислить следующие обстоятельства, обеспечивающие эффективное использование технологии регулирования локальных участков.

В первую очередь это создание моделей, детально интерпретирующих процессы в пласте и даже в отдельной скважине.

Следует заметить, что методы описания пластовых систем с помощью крупномасштабных ПДГТМ, призванных решать стратегические задачи разработки, оказываются достаточно грубыми. Необходимость повышения разрешающей способности метода породила много задач и работ [50,103], детально описывающих объединенные модели «пласт-скважина-насос». Потенциал использования таких моделей оказывается гораздо выше при решении конкретных вопросов эксплуатации локальных участков и может служить не только для планирования и оценки качества ГТМ, но и осуществлять диагностику аномальных режимов эксплуатации скважин и скважинного оборудования, связанных с отложением солей и парафинов в НКТ, забивкой приемной сетки насоса, перетоками в затрубное пространство.

Второе обстоятельство, позволяющее повысить эффективность управления локальными участками, связано с мерой определенности модели пласта и необходимостью решать вопросы постоянного сопровождения объединенных моделей, то есть непрерывного обновления геолого-промысловых и технологических данных, что возможно при использовании автоматизированных технологий реального времени.

Однако действующая практика информационного сопровождения моделей основывается на регламенте геофизических и гидродинамических исследований нефтяных месторождений [83,84]. Мероприятия, определенные этим регламентом, как правило, оказываются приуроченными к моментам проведения ГТМ на скважинах, и в любом случае связаны с преднамеренной остановкой скважины и выводом её из эксплуатации.

Ситуация ещё более усугубляется, когда решаются вопросы оценки фильтрационных параметров межскважинных зон, что реализуется методами гидропрослушивания с долговременным выводом уже не одной, а группы скважин из эксплуатации.

Радикальным решением проблем эффективного сопровождения гидродинамических моделей может стать использование автоматизированных технологий реального времени, не предполагающих преднамеренной остановки скважин.

Более того, современный уровень автоматизации нефтедобывающих предприятий, обеспечивающий оперативный контроль технологических параметров 8САБА-системами, ведение корпоративных баз данных [88,99] уже сегодня позволяет реализовать идею сопровождения многофакторных моделей в автоматическом режиме.

В публикациях Закирова С. Н., Мирзаджанзаде А. Х. [39, 57] и других авторов отмечается, что успехи современных технологий нефтедобычи во многом связаны с созданием и применением высокоинформативных методов контроля и управления, которые в кибернетической литературе именуются интеллектными системами [18].

В диссертации сделана попытка описания объединенной модели «пласт-скважина-насос», которая учитывает гидравлическое взаимодействие элементов этой системы в динамическом режиме и разработки теоретических основ оценивания гидродинамических параметров такой системы.

Цель работы. Совершенствование функций информационного обеспечения технологий нефтедобычи на основе построения и сопровождения постоянно-действующих гидродинамических моделей пластово-скважинных систем с погружными электронасосами.

Основные задачи исследований: 1. Анализ методов математического моделирования гидродинамики пластово-скважинных систем и адаптация их к задачам исследования локальных участков.

2. Разработка методов и алгоритмов идентификации гидродинамических параметров моделей пластово-скважинных систем с УЭЦН в режиме нормальной эксплуатации.

3. Разработка информационной модели и автоматизированного регламента регистрации первичных данных технологии непрерывного сопровождения модели гидродинамики «пласт-скважина-насос».

Методы решения задач. Для решения поставленных задач использовались методы системного анализа, автоматизированного управления, теории фильтрации, методы математического моделирования и идентификации гидродинамических систем с применением компьютерных технологий.

Научная новизна.

• Разработаны новые технологии по созданию и автоматизированному сопровождению постоянно действующих гидродинамических моделей скважинных систем с УЭЦН, объединяющих взаимовлияния динамических процессов фильтрации локальных участков коллектора, призабойной зоны пласта, полости скважины и напорные характеристики погружных электронасосов.

• Сформулированы и научно обоснованы требования к структуре и регламенту автоматической регистрации первичной технологической информации с устья скважины, обеспечивающих решение задачи непрерывного оценивания емкостных и фильтрационных характеристик скважинных систем с УЭЦН в режиме нормальной эксплуатации.

На защиту выносятся:

• Структурно-функциональная схема и связанная с ней объединенная конечно-мерная модель «локальный участок коллектора-призабойная зона-скважина с УЭЦН», учитывающая в условиях слабого проявления газового фактора гидродинамические взаимовлияния разнотемповых переходных процессов в скважине и пласте.

• Алгоритмы автоматизированного параметрического оценивания гидродинамических характеристик модели «быстрых» процессов системы «призабойная зона-скважина-насос» для разных условий обеспеченности данными первичных измерений с устья скважины.

• Алгоритмы и автоматизированная технология непрерывного оценивания фильтрационно-емкостных параметров межскважинных зон коллектора с контролем информативности данных измерений в условиях нормальной эксплуатации скважин участка.

Практическая значимость работы.

Разработанные системные положения, расчетные модели и алгоритмы идентификации фильтрационно-емкостных характеристик локальных участков, приуроченных к скважинам с УЭЦН, служат основой создания специализированных программных приложений к модулю по эксплуатации ПДГТМ.

Уровень детальности описания и сопровождения гидродинамических моделей скважинных систем расширяет функциональные возможности оперативного регулирования оборудованием и режимами выработки участков залежи.

Апробация работы.

Основные положения работы изложены в 12 публикациях.

Результаты работы докладывались на всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» в г. Альметьевске в 2001 г., на научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В. И. Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» в г. Тюмени в 2002 г., на областной научно-практической конференции «Электроэнергетика и применение передовых современных технология в нефтегазовой промышленности» в г. Тюмени в 2003 г., на международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Индустриального института) в г. Тюмени в 2003 г., на Х1-ой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современная техника и технология» в г. Томске в 2005 г., на II международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» в г. Тюмени в 2006 г. Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения. Содержит 126 страниц текста, 26 рисунков, 10 таблиц, 1 приложение. Библиографический список включает 109 наименований.

4.5 Выводы по разделу.

1. Определена роль и место информационно-аналитического блока, связанного с идентификацией гидродинамических параметров локальных участков нефтяных месторождений, как составной части ПДГТМ.

2. Сформулированы требования к регламенту работы АСУ ТП, обеспечивающие заданный уровень информативности.

3. Определены требования к объемам и порядку данных, получаемых с устья скважины, обеспечивающие возможность применения алгоритма идентификации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Построена двухтемповая модель скважинной системы с УЭЦН, объединяющая взаимовлияние динамических процессов фильтрации локального участка коллектора, призабойной зоны пласта, полости скважины и напорной характеристики погружного насоса.

2. Разработаны и программно-реализованы алгоритмы идентификации подсистемы «призабойная зона-скважина-насос» в условиях различного уровня обеспеченности технологическими данными измерений с устья скважины для случаев:

— частых синхронных измерений пар значений динамического уровня и дебита;

— асинхронных измерений динамического уровня и дебита;

— частых измерений только значения динамического уровня с включением в расчетные соотношения линеаризованной модели насоса.

3. Разработана, программно реализована и протестирована по протоколу реального гидропрослушивания пласта БС]0 Спорышевского месторождения технология идентификации фильтрационно-емкостных параметров межскважинных зон участка коллектора. Устойчивость МНК-оценок для низкоинформативных и зашумленных выборок обеспечивается введением регуляризаторов, восстановленных по геометрической зонально-площадной схеме разделения участка.

4. В рамках предложенных решений определена информационная модель системы идентификации, предусматривающая автоматическую регистрацию и обработку технологической информации с устья скважины, включая подсистему контроля динамического уровня. Сформулированы требования к регламенту регистрации первичных данных, обусловленных необходимыми уровнями информативности выборки в задачах контроля гидродинамических характеристик скважин с УЭЦН и межскважинных зон коллектора.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Г. С., Барычев A.B. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2002, 460 с.
  2. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М. — Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика" — Институт компьютерных исследований, 2006.-172 с.
  3. Актуальные проблемы автоматизации на предприятиях нефтегазовой отрасли. Григорьев Л. И., Власов С. А.// Автоматизация в промышленности.- 2005.-№ 6.- с. 44−47.
  4. Алгоритмы аналитического управления производственными процессами. Мусаев A.A.// Автоматизация в промышленности, № 1, 2004 с. 18−25.
  5. Анализ временных рядов как метод прогнозирования и диагностики в нефтедобыче. Бажов И. Р., Смородов Е. А., Деев В.Г.// Нефтяное хозяйство.-2002.-№ 2.-с.71−74.
  6. АСУ ТП для нефтедобывающего предприятия. Казанский Д.// Современные технологии автоматизации. № 2, 2001. с. 32−33.
  7. В.А., Гладков A.B., Краснов В. А., Сысоев С. Е., Хабибуллин P.A. Математическое моделирование движения флюидов в сложнопостроенном нефтяном пласте. Труды школы-семинара «Физика нефтяного пласта», 2002.
  8. К. Новые технологии для старых местороджений. Опыт ОАО «Татнефть» в сфере внедрения информационных систем. «Нефть России», № 9, 2003.
  9. A.A. Востребованность современных методов нефтеотдачи обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране.// Нефтяное хозяйство, № 10,2004, с. 34−38.
  10. Ю.Е., Майер В. П., Телишев А. Г., Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. М., ВНИИОЭНГ, 1983. 59с.
  11. Н.С., Панасенко Г. П. Осреднение процессов в периодических средах. -М.: Наука, 1983, 448 с.
  12. A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. 272 с.
  13. С.Н., Умрихин И.Д Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: «Недра», 1984, 269 с.
  14. Н.Д., Хасанов М. М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. -Уфа: Башк. кн. изд-во, 1992, 150 е.
  15. С.Н. От классических задач регулирования к интеллектному управлению // Изв. РАНТиСУ, 2001, № 1, с. 5−22, № 2, с. 5−21.
  16. В.Н., Петров А. И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов: Справочник рабочего. М.: Недра, 1989. -271 с.
  17. Ю.А., Заводовский В. А. Методы оценки гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных УЭЦН.// Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Тезисы докладов всероссийской конференции-Альметьевск: АНИ, 2001.
  18. Ю.А., Соловьев И. Г. Вопросы моделирования взаимного влияния скважин // Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, Вестник кибернетики, вып. 3, с. 156−161.
  19. Ю.А., Соловьев И. Г. Моделирование взаимного влияния скважин для участка нефтяного месторождения // Вестник кибернетики. Выпуск 2. Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2002. с. 148 155.
  20. Ю.А., Соловьев И. Г. Оценивание локальных гидродинамических характеристик нефтяных коллекторов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2005,-№ 5. с. 16−20.
  21. Ю.А., Соловьев И. Г. Разработка и использование гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов // Вестник кибернетики. Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, вып. 1, 2002. с.85−91.
  22. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения. Щелкачев В.Н.//Нефтяное хозяйство, № 6, 1974, с. 26−30.
  23. Влияние обводненности на работу скважин. Локтев A.B., Салянов В. Л., Болгов И.Д.// Нефтепромысловое дело, № 3, 1992, с. 1−5.
  24. . Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. Пер. с англ. М.: Недра, 1979. 303 с.
  25. Д. Методы идентификации систем. М.: «МИР», 1979.
  26. В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты вытеснения жидкости в пористой среде. М.: Недра, 1980, 264 с.
  27. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных
  28. УЭЦН. Генералов И. В., Нюняйкин В. Н. и др.// Нефтяное хозяйство, № 2, 2002. с. 62−64.
  29. Динамика геолого технических комплексов в нефтегазодобыче.-М.:Наука, 1993. 272с.
  30. Ю.В., Балакиров Ю. А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1986. — 302 с.
  31. С.Н., Закиров Э. С., Закиров И. С. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа// Институт проблем нефти и газа. 2004. — 520 с.
  32. Информационная нефтепромысловая система нефтегазодобывающей компании. Коровин С. Я., Артамонов P.A., Назаров В.Ю.// Нефтяное хозяйство, № 8, 2002, с. 113−118.
  33. Информационные системы для решения задач нефтегазовой отрасли. Оразбаев В. В., Сериков Ф.Т.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», № 7, 2001, с. 15−17.
  34. Использование моделирования для повышения стабильности работы скважин. Пчелинцев Ю. В., Картежников Е. А., Маврин A.M.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», № 2, 2005, с. 31−35.
  35. К расчету притока жидкости к скважинам, работающим в условиях локального разгазирования. Хасанов М. М., Мукминов И. Р., Бачин С.И.// Нефтепромысловое дело, № 8−9, 2002, с.2−9.
  36. Р. Рациональный выбор. О комплексном подходе к проектированию разработки месторождений с применением гидравлического разрыва пласта. «Нефтегазовая Вертикаль» № 13, 2001.
  37. Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. 140с.
  38. В.К., Михайлов А. П. Соловьев И.Г. Алгоритм и программа моделирования системы периодической эксплуатации скважины с
  39. УЭЦН. Тюмень: Межвузовский сборник научных трудов, 1987.
  40. Концепция ОАО «ТНК» в области создания и эксплуатации постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных месторождений. Джафаров И. С., Пьянков В.Н.// Нефтяное хозяйство.-2002.~№ 6.-с.23−26.
  41. А.П. Вступительное слово. //Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. /Материалы выездной сессии научного совета по проблемам разработки нефт. мест. АН СССР и ЦК по разраб. нефт. мест. Миннефтепрома. М.: Наука, 1976. 243 с (с.3−6).
  42. П.В., Налимов Г. П., Гаусс П. О. Концепция комплексной автоматизации промысловых гидродинамических исследований нефтяных скважин и опыт её внедрения в ОАО «Томскнефть».// Нефтяное хозяйство, № 6, 2002, с. 136−137.
  43. В.М., Гончаров H.A., Шишков С. А. Работа системы «скважина-пласт» на неустановившихся режимах. Геология, геофизика, бурение и разработка нефтяных и газовых месторождений. Межвуз. сб. науч. тр. Самара- СамГТУ, 1997.
  44. Н.М., Рыбицкая Л. П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976, 264с.
  45. М. Физические основы технологии добычи нефти.- М.: Гостоптехиздат, 1953. 606 с.
  46. Математическое моделирование движения флюидов в сложно построенном нефтяном пласте. Байков В. А., Гладков A.B., Краснов В. А., Сысоев С. Е., Хабибуллин P.A. Труды школы семинара «Физика нефтяного пласта» -2002.- с.26−31.
  47. Математическое моделирование полей давлений в нефтяных резервуарах с произвольными системами скважин различных профилей. Костюченко C.B.//Нефтяное хозяйство.-2000.-№ 10.-с.70−77.
  48. В.М., Литвак Б. Л., Валиханов A.B., Булгаков Р.Т., Берщанский
  49. Методика расчета забойного давления и потенциального дебита скважин. Уфа: Уф. ООО «ЮганскНИПИнефть», 2001. 73с.
  50. А.Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н., Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравномерность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 368 с.
  51. И.Т. Расчеты в нефтедобыче. М.: Недра, 1989.
  52. Ю.М. Неравновесная фильтрация и её применение в нефтепромысловой практике. М. — Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика" — Институт компьютерных исследований, 2006.172 с.
  53. Некоторые вопросы создания корпоративных геоинформационных систем в нефтяной отрасли. Григорьев М.Н.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 10.-с.92−96.
  54. Новый подход к исследованию скважин и пластов. Закиров С. Н., Индрупский И. М, Закиров Э. С., Аникеев Д. П. (ИПНГ РАН)// Нефтяное хозяйство.-2002.-№ 6.
  55. О факторах, определяющих перспективы развития нефтяного комплекса России. Шафраник Ю.К.// Нефтяное хозяйство.-2005.-№ 4,-с.10−13.
  56. Общие подходы к построению универсальных информационно-измерительных систем для исследования скважин. Ясовеев В. Х., Кочетков A.B., Гриценко В.А.// Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика.-2005.-№ 6.-с.42−46.
  57. Операционная среда «СИАМ-ОС» базовый элемент комплексной автоматизации гидродинамических исследований скважин. Лавров В. В., Блынский В. В., Гаусс П. О., Налимов Г. П.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 10.-с.81−83.
  58. Определение гидродинамических параметров пласта в горизонтальной скважине на основе решения прямой-обратной задачи. Шарафутдинов Р. Ф., Валиуллин P.A., Рамазанов А. Ш., Закиров М. Ф., Федоров В. Н., Мешков В.М.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№Ю.-с.78−79.
  59. Основные направления совершенствования системы работы с механизированным фондом скважин в ОАО «НК «Лукойл». Камалетдинов P.C.// Территория нефтегаз, № 8, 2005, с.60−65.
  60. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения. Кудрявцев И. А., Кузнецов Н. П., Цыкин И. В., Гутуев И. Н., Хабипов И.А.// Нефтяное хозяйство, № 6, 2002. с. 62−64.
  61. Подземная гидравлика: Учебник для вузов. Басниев К. С., Власов A.M., Кочина И. М., Максимов В.М.- М.: «Недра», 1986 303 с.
  62. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах № 445/323.
  63. Принципы корректной адаптации гидродинамической модели нефтегазовой залежи. Плынин В.В.// Нефтяное хозяйство.-2005.-№ 4,с.80−84.
  64. Принципы построения адаптивной постоянно действующей модели нефтяной залежи. Хатмуллин И. Ф., Мухамедшин Р. К., Латыпов А.Р.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 10.-с.58−61.
  65. Программно-аппаратный комплекс геологического моделирования ГеоМПАК. Гумерский Х. Х., Демин С. З., Керим-Заде B.C., Немченко Т. А.// Нефтяное хозяйство.-2000.-№ 10.-с.42−48.
  66. Программный комплекс «ТРАСТ» для решения задач разработки нефтяных и газовых месторождений.// Нефтяное хозяйство.-2005.-№ 5.-с.58−63.
  67. Е.М. Гидродинамические исследования при разработке месторождений с плотной сеткой скважин. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук.: Тюмень, ТюмГНГУ, 2004.
  68. Развитие систем поддержки принятия решений на нефтегазодобывающих предприятиях. Матвеев С. Н., Осипов A.B., Кузнецов А.Ф.//Нефтяное хозяйство.-2005.-№ 4.-с. 114−117.
  69. Разработка и внедрение методики расчета забойного и пластового давления в нефтяном месторождении и построение карт изобар. Отчет по договору № НФ 1599−02 01/48 (Д.01.121.01). Уфа: Уфимский филиал ООО «ЮганскНИПИнефть», 2001. 128 с.
  70. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. Евченко B.C., Захарченко Н. П., Каган Я. М. и др.-М.: «Недра», 1986, 278 с.
  71. Разработка отраслевого банка нефтегазовых технологий. Грайфер В. И., Максутов P.A., Шумилов В. А., Зотов ОТ Л Нефтяное хозяйство.-2004,-№ 10.-с. 10−11.
  72. Расчет забойного давления и давления на приеме насоса. Шайхутдинов И.К.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 11.-С.82−85.
  73. РД 153−39.0−047−00. Регламент по созданию ПДГТМ нефтяных игазонефтяных месторождений. М.: ОАО 2ВНИИОЭНГ», 2000, — 100 с.
  74. РД 153−39.0−109−01. Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических исследований нефтяных и газонефтяных месторождений.
  75. РД 153−39.0−110−01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
  76. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов/ И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон, Г. И. Богомольный М. :Недра, 1984 — 272с.
  77. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов. Митюков А. А., Искандаров О.Р.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 11 .-с.26−27.
  78. Современная система сбора, обработки и хранения промысловой исследовательской информации на предприятиях добычи нефти. Лавров В. В., Налимов В. П., Косицын K. J1. Комаров B.C., Гаусс И.О.II Нефтяное хозяйство, № 10, 2002, с. 98−100.
  79. Создание единого корпоративного информационного пространства для эффективного управления данными нефтегазовой компании. Юсупов P.M., Журавлев А.Б.// Нефтяное хозяйство, № 10, 2002. с. 34−38.
  80. Создание и применение постоянно действующих геолого-технических моделей для совершенствования разработки месторождений. Дитяшев Р. Н., Екименко В. А., Муравцов А. А., Миргалимов И. М., Василюк Т.Н.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 10.-с.68−73.
  81. Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождений. Шахвердиев А. Х., Максимов М. М., Рыбицкая Л. П., Захаров И.В.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 10.-с.40−45.
  82. И.Г. Гибкие автоматизированные технологии нефтедобычи. Концептуальные основы и системные принципы II Вестник кибернетики. Выпуск 3. Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2004.
  83. И.Г., Конопелько В. К. Система адаптивного управлениярасходными характеристиками скважины с УЭЦН. Уфа.: Межвузовский научно-тематический сборник, 1988.
  84. И.Г., Конопелько В. К., Гордон И. А. Система управления скважиной с УЭЦН в периодическом режиме эксплуатации. Тезисы доклада областной научно-технической конференции. Тюмень: 1987.
  85. С.Х. К расчету поля давлений при блочной системе заводнения // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. Межвузовский сборник научных трудов. Тюмень: ТИП, 1989. с 77−80.
  86. Справочная книга по добыче нефти./Под ред. Ш. К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-704 с.
  87. Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общей редакцией Ш. К. Гиматудинова/ P.C. Адриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М.: Недра, 1983. 455с.
  88. Телемеханизация станций управления УЭЦН. Ленин С. А., Гордеев A.C.//Нефтяное хозяйство, № 10, 2002, с. 118−119.
  89. Технология эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях. Дроздов А.Н.// Нефтяное хозяйство.-2003.-№ 6.-с.86−89.
  90. Типизация технических и программных решений автоматизации объектов добычи нефти. Поскряков Ю. М., Аглямов Н.Л.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», № 8, 2001, с. 14−17.
  91. Увеличение межремонтного периода работы глубиннонасосных скважин за рубежом. М., 1987.. — (обзор, информ. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений»),
  92. Управлений технологическими процессами по интенсификации добычи нефти. Гилаев Г. Г.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 10.-с.74−77.
  93. М.Х., Хисамов P.C., Шамсиев М. Н., Фархуллин Р.Г.
  94. Интерпретация результатов гидромеханических исследований скважин методами регуляризации. М. — Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика" — Институт компьютерных исследований, 2006.172 с.
  95. С.А. Исследование нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН». Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук Самара, 2000, 110с.
  96. Б. В. Швидлер М.И. О влиянии сетки на точность расчета гидродинамических показателей при численном моделировании пласта.// Сб. науч. тр. ВНИИ. вып. 109.- М.: 1991, с.25−38.
  97. В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983, 510с.
  98. Экспертная система оценки качества построения геолого-технологических моделей месторождений. Пьянков В. Н., Сыртланов В. Р., Филев А.И.// Нефтяное хозяйство, № 6, 2002, с. 31−34.
Заполнить форму текущей работой

Сдать сессию!