автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.18, диссертация на тему:Алгоритмы и программы решения обратных задач гидродинамики скважины с погружным электронасосом

На правах рукописи

Говорков Денис Александрович

Алгоритмы и программы решения обратных задач гидродинамики скважины с погружным электронасосом

05.13.18- Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 4 0К7 2010

Тюмень - 2010

004610590

Работа выполнена на кафедре «Автоматизации и вычислительной техники» ГОУ ВПО Тюменский государственный нефтегазовый университет

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Соловьев Илья Георгиевич

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

кандидат технических наук, доцент Козодоев Леонид Васильевич

Ведущая организация: Тюменское отделение Сургутского

научно - исследовательского и проектного института нефти (ТО «СургутНИПИНефть»)

Защита состоится 28 октября 2010 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 212.274.14 при Тюменском государственном университете по адресу: 625003, г. Тюмень, ул. Перекопская, 15А., ауд. 410.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного университета.

Автореферат разослан ^f сентября 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Бутакова Н.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Анализ современных научно-технических публикаций по нефтегазовым технологиям (SPE, JPSE, «Нефтяное Хозяйство» и др.) свидетельствует о масштабном распространении идей и методов «интеллектуализации» процессов нефтедобычи на скважинах и пластах на основе:

■ разработки и применения алгоритмов автоматизированного

регулирования в режиме реального времени, " использования средств постоянного глубинного контроля и управления.

Новые модели и методы, а также соответствующие технологические решения получили название интеллектуальных скважин (Smart Wells). Ведущие организации в этой области: Schulmberger, Well Dynamics (Halliburton), BP, Baker Hughes и т.д. Создание технологий замкнутого управления предполагает применение адекватной модели скважинной системы, описывающей основные гидродинамические процессы.

Существующие подходы в области моделирования процессов в скважине можно разделить на две основные группы:

1. Модели и методы описания гидродинамики притоков для прискважинных зон, используемые в обратных задачах по оценке фильтрационно-емкостных параметров призабойных зон (ПЗ) скважин, т.н. задачи гидродинамических исследований (ГДИС). Традиционные методики ГДИС основаны на обработке формулы радиального притока упругой модели ПЗ пласта со строго стационарными краевыми условиями на пусках или остановах из равновесных состояний по данным глубинных измерений, что ограничивает их применимость в условиях нормальной эксплуатации.

2. Модели численного анализа гидравлики подъемников, включая напорные характеристики насосов, ориентированны на расчет равновесных режимов работы подъемника и плохо приспособленные для анализа переходных процессов.

Растущее число публикаций по развиваемым в настоящее время алгоритмам настройки постоянно-действующих геолого-технологических моделей по данным истории разработки свидетельствует, что указанная задача применительно к моделям фильтрационных полей также далека от завершения.

Решение задачи создания новых высокоэффективных технологий проектирования и эксплуатации скважин на основе применения систем и средств глубинного контроля и оперативного регулирования требуют разработки новых форм представления моделей гидродинамики скважинных систем, объединяющих процессы в пласте, скважине и насосе. Создание подобных схем по уровню детальности описания лимитируется двум обстоятельствами:

■ доступностью контроля глубинных состояний скважиной системы

■ возможностью решения обратной задачи по оценке параметров моделей на основе данных натурных измерений процессов.

Решение указанной проблемы во многом связано с созданием объединенной гидродинамической модели «пласт — скважина - насос» и инструментов ее восстановления в режиме реального времени.

Цель исследования. Совершенствование механизмов (алгоритмов) решения обратных задачи по оцениванию гидродинамических характеристик скважины в условиях нормальной эксплуатации. Основные задачи исследования.

1. Разработка структурно-упорядоченных форм представления гидродинамических моделей скважинной системы, ориентированных на задачи оперативного параметрического оценивания

2. Разработка алгоритмов и программ идентификации параметров скважины по данным натурных наблюдений входо-выходных состояний в режиме нормальной эксплуатации

3. Анализ и обеспечение устойчивости результатов оценивания в условиях действия помех измерений

Объект и предмет исследования. Объект исследования -технологии нефтедобычи для скважины, оборудованной погружным электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом.

Предмет исследования - математические модели гидродинамики системы «пласт — скважина - насос» и алгоритмы устойчивого оценивания параметров модели по данным текущего контроля состояния системы. На защиту выносятся следующие положения:

1. Алгоритмы оценивания гидродинамических характеристик математических моделей скважинных систем, приведенных к кусочно-линейному виду, включая

параметры пласта:

среднезональное пластовое давление,

гидропроводности зональных переходов «пласт - призабойная зона» «призабойная зона — забой», в условиях линейного притока, параметр гидроупругого объема призабойной зоны кололектора, параметры подъемника:

коэффициенты уравнения напорной характеристики насоса, параметры сопротивлений гидравлического тракта «насос - НКТ1» во включенном и выключенном состояниях системы, на основе метода наименьших квадратов (МНК).

2. Методы повышения устойчивости оценок параметров моделей, за счет:

развития приемов локальной непараметрической аппроксимации в в задачах фильтрации помех измерений,

интегро-дифференциальных преобразований модели притока в схеме итеративного последовательного оценивания параметров насоса и призабойной зоны пласта

раздельной идентификации разнотемповых процессов, характерных для скважин с гидроразрывом пласта (ГРП) по схеме последовательных приближений

' НКТ - иасосно-компрессоркая труба

Достоверность результатов исследований подтверждается логикой математических выводов алгоритмов оценивания, использованием фундаментальных законов упругой фильтрации, законов сохранения объемов и масс, сходимостью процессов вычислительного анализа с данными протоколов испытаний скважин на «Приобском» месторождении и опытной скважины на месторождении «Комсомольское» ООО «РН-Пурнефтегаз», результатами тестирования устойчивости оценок по серии многократных вычислительных экспериментов. Научная новизна работы.

1. Разработаны структурно-упорядоченные формы представления математических моделей скважинной системы на основе дополнения базовой модели вертикальной скважины с линейным притоком новыми связями:

нелинейной индикаторной характеристикой притока, обратным перетоком жидкости из НКТ, факторами разгазирования жидкости в подъемнике, а также методы преобразования обновленных моделей к линейно-параметрическому (регрессионному) виду.

2. Разработаны методы конструирования алгоритмов идентификации и правила обеспечения устойчивости оценок параметров моделей скважин, отличающиеся от типовых решений ГДИС, фактом контроля состояния системы в реальном времени, включая пуско-остановочные и частотно-регулируемые режимы эксплуатации

Практическая значимость работы. Разработанные теоретические положения, численные схемы и алгоритмы предназначены для совершенствования методов расчета и эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, за счет оперативной диагностики функциональности погружного оборудования с контролем выхода в нережимные состояния работы, сопровождения и прогнозирования дрейфа гидродинамических характеристик прискважинной зоны коллектора,

необходимых для проведения адекватных геолого-технологических мероприятий в задачах управления разработкой участка.

Апробация работы. Результаты исследования докладывались на следующих всероссийских конференциях: «Вторая Российская мультиконференция по проблемам управления» (УИТ - 2008 г.С-Петербург), «Нефть и Газ Западной Сибири», (г. Тюмень - 2007, 2009), «Состояние, тенденция и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г. Тюмень СЗС - 2008, 2009), итоговой конференции аспирантов Института нефти и газа ТюмГНГУ (Тюмень - 2009); обсуждались на научных семинарах НИИ СУАТ ТГНГУ; получили положительную оценку на НТС ООО «РН-Пурнефтегаз» в феврале 2010г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано тринадцать печатных работ, в числе которых пять в журналах рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, включающего 112 наименований и 2-х приложений. Работа изложена на 163 страницах машинописного текста, содержит 54 рисунков и 20 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованна актуальность, сформулированы цели и задачи исследований, определена научная новизна и практическая значимость результатов данной работы.

Первый раздел посвящен анализу существующих направлений по комплексному моделированию процессов нефтедобычи на скважинах с погружным электронасосом.

Современные тенденции информатизации и интеллектуализации технологий нефтедобычи создают реальные предпосылки к реализации алгоритмов оптимальной разработки нефтяных месторождений. В условиях применения новейших информационных технологий контроля и управления процессами эксплуатации скважинных систем, основной задачей становится разработка адекватных моделей объектов управления

(скважин с УЭЦН). Решение этой задачи связано с объединением различных направления исследований, включая:

теорию фильтрации и подземной гидромеханики, рассматриваемую в работах И.А. Чарного, В.Н. Щелкачева, и развиваемую в трудах Тюменских ученых: А.П. Телкова, М.Л. Карнаухова, K.M. Федорова, А.К. Ягофарова.

методические основы подбора оборудования, проектирования и управления скважинных систем (A.A. Богданов, П.Д. Ляпков, И.Т. Мищенко, Ш.К. Гиматудинов, И.М. Муравьев),

теорию и методы решения обратных задач для гидродинамических моделей скважин и пластов (С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин, Л.Г. Кульпин, Г.И. Барренблатг).

Подходы к обоснованию данной концепции представлены в работах В.И. Грайфера, В.В. Кульчицкого, С.Н. Закирова, А.Х. Мирзаджанадзе, И.Г. Соловьева, D.Davies (Herriot-Watt University), W.S. Going (SPE). Использование скважинных систем в качестве исполнительного звена в структуре оптимальной разработки месторождений предполагает:

разработку математических моделей объединенного анализа гидродинамики переходных режимов в пласте, подъемнике скважины и насосе

создание адекватных методов и алгоритмов оценивания параметров математических моделей по данным натурных наблюдений в условиях нормальной эксплуатации.

В данной работе представлен один из вариантов конструирования подобного рода моделей и методов их оценивания на основе системных положений теории идентификации, рассмотренных в работах В.Я. Катковника, Я.З. Цыпкина, A.A. Первозванского, В.Н.Фомина, В.А.Терехова.

Второй раздел посвящен разработке системно-упорядоченных форм представления гидродинамических моделей скважинной системы характеризующихся:

совместным учетом динамики взаимодействия процессов в пласте, скважине и насосе,

осредненным описанием пространственно-распределенных состояний системы,

переходом к кусочно-линейным аппроксимациям изначально нелинейных характеристик насоса и притока, что связано с реализацией алгоритма решения обратных задач.

Известные подходы в ГДИС не ориентированы на применение в режиме нормальной эксплуатации. Разрабатываемые подходы на основе объединенных гидродинамических моделях «пласт - скважина - насос», напротив, воспроизводят динамику поведения системы в нормальных производственных условиях (в т.ч. пусковые режимы с частотной регулировкой насоса) и направлены на решение обратных задач.

В основе методики построения лежит математическая модель гидродинамики вертикальной скважины с электронасосом, структурная схема которой представлена на рисунке 1а, где введены следующие обозначения:

• конструкция скважины: Н2 - глубина забоя, Нн - глубина подвески насоса, 5НКТ - площадь НКТ, Я0 - площадь кольцевого сечения обсадной колонны, рл - квазипостоянное давление в линии.

• пласт и ПЗ: р2(0 - среднее давление в ПЗ, рпл - среднепластовое давление, и»,, - коэффициенты гидропроводности зональных переходов «ПЗ - забой» и «пласт - ПЗ», т2 - коэффициент гидроупругого объема пласта;

• подъемник скважины: р,(г) - давление в забое, ц^) - приток жидкости из забоя, р3 (/) - давление у приема насоса, р4(г) - давление газовой фазы в верхней части затрубного пространства, Л, (0 -динамическая высота столба жидкости в затрубном пространстве, р5(0 - давление на выходе насоса, р8(() - давление в НКТ перед устьевым штуцером, q{t) - дебит насоса.

н.

£

Рисунок 1. Структурная схема и профиль давления в скважине с УЭЦН, графики аппроксимации напорной характеристики насоса и индикаторной характеристики притока

Система уравнений гидродинамики скважины:

включает уравнение динамики среднего давления в призабойной зоне в зависимости от объемных расходов притока: ?2(/) = н<2 -{рпл -р2(1)) и оттока: = р^)) в зону. Уравнение динамики объемного

баланса жидкости в затрубном пространстве, устанавливает взаимосвязь объемного расход притока в забой д,(0 и производительности насоса с учетом гидростатических зависимостей давлений и столбов жидкости в подъемнике: р, (г) = р, (/) + у, ■ й4 (/) + у, ■ ДЯ, справедливых в условиях следующих допущений:

линеаризации нелинейных эффектов, связанных с проявлением газового фактора и гидросопротивлением потоку жидкости в трубах,

квазипостоянства удельных весов жидкости в выделенных секторах скважины: г, - «насос - забой», уА - устье - насос ЗТ», уы - «устье - насос

ш

(1)

НКТ». Гидростатическая модель насоса, представленная в виде кусочно-линейной аппроксимации его напорной характеристики (рисунок 16): ЛМО = °Л')2 Л (')" С) А (')?('), (ЛА„ (0 - напор насоса) с учетом частотной регулировки: и„(/) и линеаризованного представления модели устьевого штуцера: рл(О-Л(О = 7'лггш0(')> с коэффициентом гидросопротивления гш, позволяет строить зависимость для объемного расхода подъемника:

«И- мт (02[Л]-Я„ + + (2)

+ I Гн )

где и(1) - индикатор включенного («(/) = !) и выключенного (ц(/) = 0)

состояний системы.

Объединенная система уравнений (1) - (2) описывает гидродинамику

скважины с УЭЦН. Внесенные структурные доуточнения модели

связанны с учетом следующих факторов:

1. Нелинейности индикаторной характеристики притока, обуславливающей разнотемповость динамики давлений в забое и в призабойной зоне, что вводится кусочно-линейной моделью вида: <7, (0 = "о (0 + О' 0>2 (0 - Р, (О) (рисунок 1 в).

2. Наличия перетоков жидкости из НКТ, что учитывается введением

параметров гидросопротивлений выключенного насоса восходящему — гн

и нисходящему - гк потоку жидкости (см. рисунок 16) и соответствующим

уравнением динамики уровня в НКТ:

¿Иша(1)_ Г1, при йнет(0 = 0п9(0>0

"АТ Л ~ 1А'Шг ,н('Ь1о,при Айет(О>0и(А|ЯГ(О = 0п,(О50)-

3. Разгазирования жидкости и связанных с этим эффектов изменения плотностей газожидкостной смеси (ГЖС) в подъемнике, что учитываются введением эквивалентных газовых пустот в обозначенных секторах скважины: Иг{1,к) = угЩ1)-<р(аг,дг0,к)), зависящих от величины преодолеваемого газом столба жидкости - А/г(7) и притока газа в сектор -чг ('>*) = тг ('. ■ Р(<> *0) •

И

Проведенный вычислительный эксперимент по построению переходных процессов обновленных моделей скважины (рисунок 2), показал, что наличие разнотемповости динамики притока или перетоков жидкости в НКТ искажает динамику процессов в системе (пунктирные линии на рис. 2) по сравнению с базовой моделью скважины (сплошные линии на рис. 2). Следовательно, действие осложняющих факторов необходимо учитывать при решении обратных задач ГДИС.

Рисунок 2. Графики переходных процессов базовой модели скважины и модели с нелинейным притоком; отдельно вынесен фрагмент сравнения переходных процессов базовой модели и модели с перетоками в НКТ

Третий раздел посвящен разработке методов конструирования алгоритмов параметрического оценивания гидродинамических характеристик математических моделей скважинных систем на основе системных положений МНК. В условиях приведения модели системы к линейно-регрессионному виду (ЛРВ):

Х0 = с'-у(0 (3)

где с' =[с0 с, ... ст] - вектор постоянных параметров, ></) = [V,(/) у2(/) ... у„(/)]г вектор регрессионных переменных, решающее правило идентификации будет формироваться согласно выражению:

с= к)гу(к), где /л(к) - весовые (доверительные)

коэффициенты. Использование схем МНК - идентификации при построении алгоритмов оценивания гидродинамики скважинной системы предполагает учет особенностей, связанных с точностью и устойчивостью генерируемых оценок с, а именно:

приведение математической модели объекта, в частности, модели скважины (1), к линейно-регрессионному виду (3) неоднозначно, т.к. видоизменяет структуру данных: регрессионные переменные х(1) и вектор параметров с в общем случае нелинейно зависят от измеряемых входо/выходных состояний и известных параметров системы

обеспечением необходимого уровня информативности и полноты контролируемых данных, соответствующего заданной сложности модели (размерности вектора параметров): преимущественное использование информации о переходных режимах, измеренных на устье скважины в режиме нормальной эксплуатации - I = {и(к),у„(к),И4{к),р,(к),рц(к),и(к),ке №) и возможное использование «редких» измерений дебита насоса -

С учетом данных особенностей, в работе были реализованы следующие формы представления модели скважины в линейно-регрессионном виде при решении задачи идентификации параметров модели притока: [/?„,, [и>,] [ш0] г2]: - дифференциальная форма модели притока:

=[! -Шк) -?,(*) -£></,(£)]. где, = + Г2 = —; [г|] = -^т, г2= — - параметры

М Щ [IV,] и>2

фильтрационных сопротивлений переходов «ПЗ - забой» и «пласт - ПЗ».

В условиях численного восстановления производной второго порядка от измеряемой величины Л4(£) (при формировании регрессионной

переменной £>?,(*) с учетом зависимости 80д, (к) = йИ4 (к) + д(к)), устойчивость результатов решения обратных задач существенно снижается, особенно при действии помехи измерений. Снижение порядка старшей производной возможно с использованием интегро-дифференциальной формы преобразования модели притока, соответствующая ей форма записи в линейно-регрессионном виде имеет следующее представление: - интегральная форма модели притока:

тл

[С,ш(/)Г =

Л»(М)Г =

[Рпл(3)1 [Ц /2

чел

, (5)

где Г2(У) - итеративно настраиваемая оценка параметра Т2(/), дту,к), цп(],к) - настраиваемые интегральные фильтры.

При решении задачи идентификации параметров насоса: [Л] гаг гн]> модель насоса (2) преобразуется к следующему линейно-регрессионному виду:

1 Лнет(Л)+

Р4(*) + гЛ(*)~.Р8№

7ы

(6)

где [А,1 = [Л1 • (™„2[Л,1- ), [Д6] = ■

I

_ ; = гл'>пРи - О

«у.[Л ]+ 0 -")•['".]''' >ияаче

Приведение моделей притока и насоса к линейно-регрессионному виду в схеме МНК - идентификации обуславливает необходимость в учете интервалов постоянства кусочных параметров аппроксимации моделей на анализируемых периодах измерений, как это представлено на рисунке За. На каждом из интервалов 1;6}, векторы линейно-регрессионных

моделей [спи] и [сн] принимают различные значения, при этом отдельные параметры (в частности - г2, Г20» постоянны на некоторых или всех интервалах. Решение задачи идентификации по схеме МНК на каждом из выделенных интервалов постоянства малоэффективно, т.к. результаты

оценки одних и тех же параметров на разных периодах могут существенным образом отличаться между собой.

Д

40 * I .....*......и

8я \ ......!........;

10 V •••■ ........;.......г

(В) 4 6 «

•«мер ИТ^ЛЫНИ

"55-57"

Время, сут

Рисунок 3. Графики переходных режимов модели скважинной системы с выделенными интервалами постоянства параметров, графики сходимости оценок схемы объединенной идентификации

Для улучшения качества оценивания была разработана схема совместной идентификации полного вектора параметров модели

А т

скважины: [сс] =

К] W ИНЛ] г2 гг

Ш

. Kl'PM-r.Aff + W-öw.]-^])

по всей выборке измерений УЛГ„|"е{1;6} на основе объединенного критерия МНК вида:

1

J = ZlT I(ft(*)-ec(0vc(*)r)

i.i Л| чык,

О)

где vc(t) = [l -?,(*) -h„(k) -qT(j,k) qn(j,k)-qT(j\k)]T. Реализация схемы идентификации на основе правила (7) позволяет решать задачу оценивания модели системы с учетом неизменных групп параметров на общих интервалах их постоянства (в частности - г2 и T2(j) определяются на полном интервале К, - К6). Необходимость в восстановлении сигналов притока в забой q,(k) и интегральных фильтров gr(j,k), q„{j,k) поданным оценок параметров моделей насоса: [[А ] (Л J гк гн ] и пласта: Т2 (j)

обуславливает переход к схеме итеративной настройки объединенного алгоритма идентификации. Численный анализ подтвердил сходимость оценок модели скважины (по среднеквадратическому отклонению) для данной схемы в условиях наличия существенного отклонении в начальном оценивании итеративных параметров (рисунки 36, Зв).

Дальнейшее развитие алгоритмов идентификации моделей скважинной системы связано с повышением устойчивости результатов оценивания в условиях действия помехи измерений на основе следующих подходов:

1. Применения схемы раздельной последовательной идентификации модели скважины, реализованной согласно следующему алгоритму:

первичная оценка модели насоса по схеме (7) (возможно по данным редких измерений дебита, с использованием синхронизированных таблиц данных/,/,)

восстановление сигнала притока в забой на пуске и оценка модели пласта на всем интервале переходных процессов по схеме (6),

идентификация параметра гидросопротивления насоса в выключенном состоянии по наблюдателю дебита жидкости в НКТ.

2. Фильтрации сигналов измерений, содержащих помеху, на основе приемов локальной непараметрической аппроксимации:

= ¿5,(0)г' ,г е[-ДЫ,ДЫ ], Й(*) = аг8 тт £ Д1){у{к + 0 - а(к)т <р{к + /))2

1=0 /—/

основанных на восстановлении исходного сигнала в точке измерений к по данным аппроксимации зашумленных процессов у(к + г) полиномом г - го порядка в окрестностях «е[-/,/] точки к, при этом коэффициенты полинома а (к) определяются по методу наименьших квадратов. Особенностями данной технологии является возможность аналитического восстановления производной фильтруемого сигнала и гибкая настройка параметров фильтров (параметры 1,г, вид весовой функции Л(/)).

3. Применения специальных схем идентификации моделей с разнотемповой динамикой процессов, что актуально при решении обратных задач по оценке гидродинамических характеристик скважин с ГРП, для которых характерно быстрое изменение давления в забое и относительно медленное изменение давления в призабойной зоне.

Для проверки эффективности представленных решений, было проведено моделирование переходных процессов в скважине на режиме останове, характеризующейся разнотемповой динамикой притока. В сигналы измерений динамического уровня жидкости — А (к) и давления газовой фазы в ЗТ - р,(к), была введена помеха типа белый шум (некоррелированная, с нулевым средним) варьируемой интенсивности - £ (в процентах от диапазона вариации) (см. рисунок 4а, при £ = 10 %).

Рисунок 4. Графики «зашумленных» переходных процессов модели скважины на периоде останова, график устойчивости параметрического оценивания параметров притока

Рисунок 46 показывает, что сигнал притока в забой <?,, (к), пропорциональный первой производной от переменной А ,(к), рассчитанной разностным методом, восстанавливается крайне неточно. Соответственно, параметрическая точность результатов оценивания (в среднем по квадрату, р) параметров притока также мала (графики

зависимости р[%] от £ на рисунке 4в, кривая 1). Использование технологий фильтрации на основе ЛНА и методов идентификации раздельной динамики позволяет качественно улучшить устойчивость оценок при возрастании интенсивности помехи (рисунок 4в, кривые 2 и 3).

Четвертый раздел посвящен исследованию применимости разработанных моделей и алгоритмов оценивания в технологиях нефтедобычи на скважинах с электронасосом в условиях нормальной эксплуатации. Непосредственно достоверность результатов разработанных методов идентификации проверялась на основе:

анализа устойчивости результатов оценивания по серии вычислительных экспериментов с преднамеренно зашумленными выборками измерений

сопоставления с другими методами, в частности с традиционными методиками ГДИС, рассматриваемого в данном разделе

На основании протоколов испытаний «Ы-й» скважины «Приобского» месторождения было проведено сопоставление методов МНК -идентификации гидродинамических параметров притока с методиками исследования скважины на неустановившийся приток: методы касательной и Хорнера. Результаты сопоставления обоих групп методов по устойчивости генерируемых оценок к условиям проведения исследований на нестационарном притоке показали, что единственно надежным критерием оценки адекватности алгоритмов МНК - оценивания является степень совпадения графиков исходных сигналов измерений и графиков, восстановленных по идентифицированным параметрам. На рисунке 5 представлены графики переходных процессов, измеренные на экспериментальной скважине «Комсомольского» месторождения и сопоставленные с графиками модели скважинной системы, параметры которой были получены в результате оценивания по схеме раздельной идентификации. Высокая степень совпадения кривых позволяет сделать вывод о состоятельности применения разработанных схем идентификации

при решении задач контроля и управления процессами эксплуатации скважинных систем в условиях нормальной эксплуатации.

отн. частота вращения

состояние скважины

дебит насоса

давление у приема .. насос - модель

давление у приема насос - измерения

Параметр Ед. изм. Зн-ие

длительность останова / пуска сут 1.618 1.658

Рпл МПа 12.87

коэффициент продуктивности м >1 (сугМПа) 33.5

»1 Уг м '1 (сутМПа) 88.6

м7 (сутМПа) 53.91

Ч м'/МПа 27.39

напорная характеристика насоса Л,(1)/Л0) Л(2)/Я,(2) км 103 сут/м2 10.5 0.035

км 103 сут/м2 0.003 1.970

сут/м2 0

Время, сут

Рисунок 5. Графики переходных процессов и результаты идентификации параметров гидродинамики в скважине с частотной регулировкой производительности насоса

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Дано обобщение базовой модели скважинной системы на основе

конструирования дополнительных связей, учитывающих:

- нелинейность индикаторной характеристики притока, типичную для скважин с гидроразрывом пласта и обуславливающую разнотемповость динамик переходных режимов в забое и призабойной зоне,

- наличие утечек и перетоков жидкости из насосно-компрессорной трубы в затрубное пространство, приводящее к нережимным состояниям работы погружного оборудования,

- факторы динамического разгазирования жидкости в подъемнике. Новые формы представления математических моделей скважин

ориентированы на решение обратных задач параметрического оценивания

порождающих уравнений, что, в отличии от типовых методик ГДИС,

позволяет снять строгие ограничения на режимы возбуждения и стационарность краевых условий.

2. Разработанная методика преобразования объединенных кусочно-линейных моделей скважинных систем к регрессионному виду с минимальной размерностью вектора идентифицируемых параметров основана на:

- раздельном оценивании параметров притока и подъемника в схеме последовательных приближений,

- объединенном учете кусочно-постоянных параметров модели регрессии с неизменными значениями на полном периоде наблюдений.

3. Разработаны подходы к обеспечению устойчивости оценок параметров скважинной системы на основе:

применения схем интегро-дифференциальных преобразований модели притока, обеспечивающего снижение порядка старшей производной до первого в переменных регрессора, использования методов локальной непараметрической аппроксимации в задачах фильтрации, позволяющего перейти от некорректной процедуры численной оценки производной к более устойчивой схеме ее аналитического расчета,

раздельной идентификации параметров разнотемповой динамики притока в призабойную зону и в забой скважины с их взаимной коррекцией по схеме последовательных приближений. Состоятельность предложенных решений подтвердилась при решении обратных задач для опытных скважин «Приобского» и «Комсомольского» месторождений ОАО «Роснефть». Сравнительный анализ устойчивости результатов оценивания по предложенным схемам и типовым методам ГДИС (методы касательной и Хорнера) свидетельствует о возможности реализации МНК - алгоритмов в автоматизированном режиме, как технологии сопровождения постоянно-действующих гидродинамических моделей скважинных систем.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Говорков Д.А. Технология адаптивного наблюдения глубинных состояний гидродинамики нефтяных скважин. / Соловьев И.Г., Говорков Д.А., Фомин В.В. // НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М: ОАО ВНИИОЭНГ, 2007. №8, стр 30-35.

2. Говорков Д.А Влияние осложняющих факторов эксплуатации на динамику переходных процессов в скважине с погружным насосом. / Соловьев И.Г., Говорков Д.А. // НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М: ОАО ВНИИОЭНГ, 2007. №11, стр 18-24.

3. Говорков Д.А., Анализ устойчивости МНК оценивания параметров скважинной системы/ / Говорков Д.А., Соловьев И.Г., Фомин В.В. // Нефть и Газ Западной Сибири: Материалы всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - стр. 9-11

4. Говорков Д.А., Модель и динамика переходных режимов нефтяных скважин. / Соловьев И.Г., Говорков Д.А., Фомин В.В. // НТЖ автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГЭ», 2008. - №6. - с. 11-17.

5. Говорков Д.А. Технология идентификации гидродинамики скважинной системы. / Соловьев И.Г., Говорков Д.А. // Вторая Российская мультиконференция по проблемам управления: Материалы конференции. - Л.: Изд-во ЛЭТИ, 2008. - с. 123-127.

6. Говорков Д.А. Алгоритм параметрического оценивания гидродинамики скважины с использованием наблюдателя динамики газа / Соловьев И.Г., Говорков Д.А. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГТ», 2009. - стр. 426-430

7. Говорков Д.А. Анализ методов исследования гидродинамических состояний скважин и пластов // Вестник Кибернетики. — Тюмень: ИПОС СО РАН, 2008. - №7. - с. 33-42.

8. Говорков Идентификация гидродинамических параметров скважины оборудованной погружным насосом с наблюдателем процесса разгазирования нефти в подъемнике. Основы методики I. / Д.А. Соловьев И.Г., Говорков Д.А. // НТЖ автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГЭ», 2009. -№3,-с. 28-34.

9. Говорков Д.А. Факторы устойчивости МНК-оценок параметров модели притока вертикальной скважины / Соловьев И.Г., Говорков Д.А. // НТЖ автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГЭ», 2009. -№9. -с. 31-36.

Ю.Говорков Д.А. Анализ устойчивости идентификации разнотемповой динамики процессов в скважинной системе // Нефть и Газ Западной Сибири: Материалы всероссийской научно-технической конференции. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2009- стр.39-42

П.Говорков Д.А. Анализ устойчивости алгоритма итеративной идентификации гидродинамических параметров скважинной системы в условиях действия помехи измерений // Вестник Кибернетики. -Тюмень: ИПОС СО РАН, 2009. - №8. - с. 12-19.

12.Говорков Д.А. Анализ точности и устойчивости работы схемы МНК -идентификации гидродинамики скважинной системы. // Материалы итоговой конференции аспирантов Института нефти и газа ТюмГНГУ. -Тюмень: 2009 - стр.14-17

1 З.Говорков Д. А. Технология визуально-графического анализа гидродинамики скважинной системы. / Фомин В.В., Власов Д.А., Говорков Д.А. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2009-стр. 356-360

Подписано в печать 23.09.2010. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ № 354.

Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕДОБЫЧИ НА СКВАЖИНАХ С ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОНАСОСОМ.

1.1 Общие положения.

1.2 Гидродинамические методы исследования скважин.

1.3 Сопровождение постоянно-действующих гидродинамических моделей скважинных систем.

2. СТРУКТУРНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ КОНСТРУИРОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ «ПЛАСТ - СКВАЖИНА -НАСОС».

2.1 Общие положения.

2.2 Математическая модель вертикальной скважины с погружным электронасосом.

2.2.1 Математическая модель призабойной зоны пласта.

2.2.2 Математическая модель подъемника скважины.

2.2.3 Математическая модель погружного насоса.

2.2.4 Общий вид математической модели вертикальной скважины с погружным электронасосом.

2.2.5 Пример численного моделирования переходных процессов модели скважины с погружным электронасосом.

2.3 Обобщения математической модели скважинной системы.

2.3.1 Дополнение модели призабойной зоны пласта.

2.3.2 Дополнение модели гидравлического тракта - «насос + НКТ».

2.3.3 Подходы к моделированию динамики газообразования.

2.4 Выводы по разделу.

3 МЕТОДЫ ОЦЕНИВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ГИДРОДИНАМИКИ

СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ.

3.1 Общие положения.

3.2 Алгоритмы МНК - оценивания модели призабойной зоны пласта.

3.2.1 Структура данных алгоритма.

3.2.2 Схемы МНК - идентификации модели ПЗ пласта.

3.2.3 Схема МНК - идентификации модели ПЗ пласта с нелинейным притоком.

3.3 Алгоритм МНК - оценивания модели насоса.

3.3.1 Структура данных алгоритма.

3.3.2 Схема МНК - идентификации модели насоса в активном состоянии.

3.3.3 Схема МНК - идентификации модели насоса в пассивном состоянии.

3.3.4 Схема МНК - идентификации модели насоса в условиях частотной регулировки.

3.4 Алгоритмы МНК - оценивания модели скважинной системы.

3.4.1 Схема объединенной идентификации модели скважинной системы.

3.4.2 Схема раздельной идентификации модели скважинной системы.

3.5 Обеспечение устойчивости оценок схем МНК - оценивания.

3.5.1 Методы локальной непараметрической аппроксимации.

3.5.2 Схема МНК - идентификации модели разнотемповой динамики процессов в ПЗ пласта.

3.6 Выводы по разделу.

4 АПРОБАЦИЯ АЛГОРИТМОВ МНК - ИДЕНТИФИКАЦИИ

МОДЕЛИ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ.

4.1 Общие положения.

4.2 Сопоставление алгоритмов МНК - идентификации и традиционных методик ГДИС.

Анализ современных научно-технических публикаций по нефтегазовым технологиям (SPE, JPSE, «Нефтяное Хозяйство» и др.) свидетельствует о масштабном распространении идей и методов «интеллектуализации» процессов нефтедобычи на скважинах и пластах на основе:

• разработки и применения алгоритмов автоматизированного регулирования в режиме реального времени,

• использования средств постоянного глубинного контроля и управления.

Новые модели и методы, а также соответствующие технологические решения получили название интеллектуальных скважин (Smart Wells). Ведущие организации в этой области: Schulmberger, Well Dynamics (Halliburton), BP, Baker Hughes и т.д. Создание технологий замкнутого управления предполагает применение адекватной модели скважинной системы, описывающей основные гидродинамические процессы.

Существующие подходы в области моделирования процессов в скважине можно разделить на две основные группы:

1. Модели и методы описания гидродинамики притоков для прискважинных зон, используемые в обратных задачах по оценке фильтрационно-емкостных параметров призабойных зон (ПЗ) скважин, т.н. задачи гидродинамических исследований (ГДИС). Традиционные методики ГДИС основаны на обработке формулы радиального притока упругой модели ПЗ пласта со строго стационарными краевыми условиями на ^пусках или остановах из равновесных состояний по данным глубинных измерений, что ограничивает их применимость в условиях нормальной эксплуатации.

2. Модели численного анализа гидравлики подъемников, включая напорные характеристики насосов, ориентированны на расчет равновесных режимов работы подъемника и плохо приспособленные для анализа переходных процессов.

Растущее число публикаций по развиваемым в настоящее время алгоритмам настройки постоянно-действующих геолого-технологических моделей по данным истории разработки свидетельствует, что указанная задача применительно к моделям фильтрационных полей также далека от завершения.

Решение задачи создания новых высокоэффективных технологий проектирования и эксплуатации скважин на основе применения систем и средств глубинного контроля и оперативного регулирования требуют разработки новых форм представления моделей гидродинамики скважинных систем, объединяющих процессы в пласте, скважине и насосе. Создание подобных схем по уровню детальности описания лимитируется двум обстоятельствами:

• доступностью контроля глубинных состояний скважиной системы

• возможностью решения обратной задачи по оценке параметров моделей на основе данных натурных измерений процессов.

Решение указанной проблемы во многом связано с созданием объединенной гидродинамической модели «пласт — скважина — насос» и инструментов ее восстановления в режиме реального времени.

Целью представленной работы является совершенствование механизмов (алгоритмов) решения обратных задачи по оцениванию гидродинамических характеристик скважины в условиях нормальной эксплуатации. Исходя из поставленной цели и обозначенных выше проблем, определялись задачи исследования:

1. Разработка структурно-упорядоченных форм представления гидродинамических моделей скважинной системы, ориентированных на задачи оперативного параметрического оценивания

2. Разработка алгоритмов и программ идентификации параметров скважины по данным натурных наблюдений входо-выходных состояний в режиме нормальной эксплуатации

3. Анализ и обеспечение устойчивости результатов оценивания в условиях действия помех измерений

Объект исследования — технологии нефтедобычи для скважины, оборудованной погружным электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом. Предмет исследования — математические модели гидродинамики системы «пласт — скважина — насос» и алгоритмы устойчивого оценивания параметров модели по данным текущего контроля состояния системы.

Основные положения работы, выносимые на защиту::

1. Алгоритмы оценивания гидродинамических характеристик математических моделей скважинных систем, приведенных к кусочно-линейному виду, включая параметры пласта: среднезональное пластовое давление, гидропроводности зональных переходов «пласт - призабойная зона» «призабойная зона - забой», в условиях линейного притока, параметр гидроупругого объема призабойной зоны кололектора, параметры подъемника: коэффициенты уравнения напорной характеристики насоса, параметры сопротивлений гидравлического тракта «насос - НКТ1» во включенном и выключенном состояниях системы, на основе метода наименьших квадратов (МНК).

2. Методы повышения устойчивости оценок параметров моделей, за счет: развития приемов локальной непараметрической аппроксимации в задачах фильтрации помех измерений,

1 HKT - насосно-компрессорная труба интегро-дифференциальных преобразований модели притока в схеме итеративного последовательного оценивания параметров насоса и призабойной зоны пласта

раздельной идентификации разнотемповых процессов, характерных для скважин с гидроразрывом пласта (ГРП) по схеме последовательных приближений

Достоверность результатов исследований подтверждается логикой математических выводов алгоритмов оценивания, использованием фундаментальных законов упругой фильтрации, законов сохранения объемов и масс, сходимостью процессов вычислительного анализа с данными протоколов испытаний скважин на «Приобском» месторождении и опытной скважины на месторождении «Комсомольское» ООО «РН-Пурнефтегаз», результатами тестирования устойчивости оценок по серии многократных вычислительных экспериментов.

Научная новизна представленной работы характеризуется следующими положениями:

1. Разработаны структурно-упорядоченные формы представления математических моделей скважинной системы на основе дополнения базовой модели вертикальной скважины с линейным притоком новыми связями: нелинейной индикаторной характеристикой притока, обратным перетоком жидкости из НКТ, факторами разгазирования жидкости в подъемнике, а также методы преобразования обновленных моделей к линейно-параметрическому (регрессионному) виду.

2. Разработаны методы конструирования алгоритмов идентификации и правила обеспечения устойчивости оценок параметров моделей скважин, отличающиеся от типовых решений ГДИС, фактом контроля состояния системы в реальном времени, включая пуско-остановочные и частотно-регулируемые режимы эксплуатации

Практическая значимость представленной работы заключается в том, что разработанные теоретические положения, численные схемы и алгоритмы предназначены для совершенствования методов расчета и эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, за счет оперативной диагностики функциональности погружного оборудования с контролем выхода в нережимные состояния работы, сопровождения и прогнозирования дрейфа гидродинамических характеристик прискважинной зоны коллектора, необходимых для проведения адекватных геолого-технологических мероприятий в задачах управления разработкой участка.

3.6 Выводы по разделу

В третьем разделе представлена методика конструирования алгоритмов идентификации гидродинамики скважинных систем на основе положений МНК. При построении решающих схем МНК - идентификации учитывались особенности, связанные с точностью и устойчивостью генерируемых оценок: неоднозначность приведения моделей скважины к линейно-регрессионному виду (2.1), обеспечение необходимого уровня информативности и полноты входных/выходных данных, соответствующего заданной сложности модели (размерности вектора параметров) в условиях преимущественного использования только данных устьевых измерений

С учетом этих особенностей, в работе были реализованы различные формы представления уравнений модели насоса (3.33) и модели ПЗ (дифференциальная1 форма (3.19)) в JIPB. Применение интегро-дифференциальных преобразований позволило снизить порядок старшей производной уравнения модели ПЗ (интегральная форма (3.28)), за счет введения итеративно-настраиваемых фильтров (3.23 —3.25).

При составлении решающих схем МНК - идентификации модели скважины на основе соответствующих представлений моделей насоса и ПЗ в JIPB учитывалась необходимость в учете интервалов постоянства кусочно-линейных параметров аппроксимаций (2.25), (2.44) на анализируемых выборках данных. Решение задачи идентификации модели скважины на отдельных интервалах видится неэффективным, т.к. в этом случае, каждому интервалу соответствовала бы своя оценка полного вектора параметров модели (3.47). При этом на разных периодах, точность оценивания может быть различна. Более того, постоянные на некоторых или всех периодах компоненты вектора, но оцениваемые на отдельных интервалах, могут не совпадать между собой

Более эффективным видится применение схемы совместной идентификации модели скважины по всей выборке измерений на основе объединенного критерия МНК (3.49). Реализация данной схемы позволяет учитывать неизменные группы параметров на общих интервалах их постоянства. Необходимость в восстановлении сигналов притока в забой (2.19) и интегральных фильтров (3.25) по данным оценок параметров моделей насоса: и пласта обуславливает переход к схеме итеративной настройки объединенного алгоритма идентификации. Численный анализ подтвердил сходимость оценок модели скважины (по среднеквадратическому отклонению) для данной схемы в условиях наличия существенного отклонении в начальном оценивании итеративных параметров (см. рисунок 30).

Дальнейшее развитие алгоритмов идентификации моделей скважинной системы связано с обеспечением приемлемого уровня устойчивости результатов оценивания на основе:

1. Применения схемы раздельной последовательной идентификации модели скважины с первичной оценкой модели насоса на выборке данных, относящихся к режиму пуска (3.52), использованием полученных оценок для восстановления сигнала притока в забой и последующей идентификацией модели ПЗ на полной выборке данных (3.53).

2. Фильтрации сигналов измерений, содержащих помеху, на основе приемов локальной непараметрической аппроксимации (JIHA), характеризующийся возможностью аналитического восстановления производной фильтруемого сигнала и гибкой настройкой параметров фильтров (интервалы осреднения, порядок аппроксимирующего полинома и т.д.)

3. Применением специальных схем идентификации моделей скважины с разнотемповостью динамики процессов в забое и пласте с учетом разделения задач оценивания «быстрой» динамики давления в забое (3.58) и «медленной» динамики давления в ПЗ (3.59).

Эффективность представленных приемов по повышению устойчивости результатов оценивания гидродинамики скважины с ГРП в условиях введения искусственной помехи в сигналы измерений подтверждается примером вычислительного анализа точности работы схемы МНК — идентификации модели ПЗ (в т.ч. и с учетом свойства разнотемповости) (см рисунок 39)

4 АПРОБАЦИЯ АЛГОРИТМОВ МНК - ИДЕНТИФИКАЦИИ МОДЕЛИ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ

4.1 Общие положения

В данном разделе рассматриваются результаты апробации разработанных алгоритмов оценивания гидродинамики скважин и пластов при решении обратных задач ГДИС и при реализации технологии сопровождения постоянно-действующих гидродинамических моделей скважинных систем. При этом использовалась данные гидродинамических исследований, на неустановившийся приток и данные контроля состояния реальных объектов? -скважин «Приобского» и «Комсомольского», месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз». Непосредственно анализировались результаты работы схемы раздельной МНК — идентификации, дополненной алгоритмом обработки информации (интерполяции, синхронизации и фильтрации входных-данных).

4.2 Сопоставление алгоритмов МНК — идентификации, и традиционных методик ГДИС

Сопоставление' схемы, раздельной^ МНК — идентификации с традиционными методиками- ГДИС производилось с использованием- данных испытаний на неустановившийся приток на «№>-й скважине «Приобского» месторождения ООО «РН - Пурнефтегаз» Исходные параметры скважины представлены,в таблице 18

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Дано обобщение базовой модели скважинной системы, на основе конструирования дополнительных связей, учитывающих:

- нелинейность индикаторной характеристики притока, типичную для скважин с гидроразрывом пласта и обуславливающую разнотемповость динамик переходных режимов в забое и призабойной зоне,

- наличие утечек и перетоков жидкости из; насосно-компрессорной трубы в затрубное пространство, приводящее к нережимным состояниям; работы? погружного оборудования,

- факторы динамического разгазирования жидкости в подъемнике. Новые формы представления математических моделей скважин ориентированы^ на решение обратных задач1 параметрического оценивания порождающих уравнений, что, в отличии от типовых методик ГДИС, позволяет снять строгие ограничения на; режимы возбуждения и стационарность краевых условий.

2. Разработанная методика преобразования объединенных кусочно-линейных моделей скважинных систем к регрессионному виду с минимальной размерностью вектора идентифицируемых параметров основана'на: .

- раздельном, оценивании параметров притока и подъемника в схеме последовательных приближений, .

- объединенном учете кусочно-постоянных параметров модели регрессии с неизменными значениями на полном периоде наблюдений.

3. Разработаны подходы к обеспечению устойчивости оценок параметров скважинной системы на основе:

- применения схем интегро-дифференциальных: преобразований модели притока; обеспечивающего снижение порядка старшей производной до первого в переменных регрессора, •

- использования методов локальной непараметрической аппроксимации в задачах фильтрации, позволяющего перейти от некорректной процедуры численной оценки производной к более устойчивой схеме ее аналитического расчета,

- раздельной идентификации параметров разнотемповой динамики притока в призабойную зону и в забой скважины с их взаимной коррекцией по схеме последовательных приближений.

Состоятельность предложенных решений подтвердилась при решении обратных задач для опытных скважин «Приобского» и «Комсомольского» месторождений ОАО «Роснефть». Сравнительный анализ устойчивости результатов оценивания по предложенным схемам и типовым методам ГДИС (методы касательной и Хорнера) свидетельствует о возможности реализации МНК - алгоритмов в автоматизированном режиме, как технологии сопровождения постоянно-действующих гидродинамических моделей скважинных систем.

1. Автоматизация интеллектуальных скважин дизайн и практика / пер с англ.

2. Mathieson D, Giuliani С., Ajayi A., Smithson М. Intelligent Well Automation Design and Practice / SPE 103082 , 2006.

3. Ануфриев И. E., Смирнов А. Б., Смирнова Е. К MATLAB 7. СПб.: БХВ-Петербург, 2005. - 1104 с

4. Баренблатт Г. И., Борисов Ю. П., Каменецкий С. Г., Крылов А. П. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах. Известия Акад. Наук СССР, Отделение Технических наук, №11, 1957 г., с. 104-107.

5. Баренблатт Г. И., Максимов В. А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтеносного пласта по данным нестационарного притока жидкости к скважинам. Известия Отделения Технических наук Академии Наук СССР, №7, 1958 г., с. 49-55.

6. Басниев К С, Конина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика. Москва, «Недра», 1993 г., 414 с.

7. Басниев К С. Подземная гидромеханика / Басниев К С, Кочина И. Н., Максимов В. М. Учебник для вузов. -М.: Недра, 1993. 416 с: ил

8. Батурин Ю.Е. К расчету КИН' при проектировании, разработки и подсчете запасов углеводородов нефтяных и газонефтяных месторождений- / Недропользование XXI век 2008. № 1

9. И.Богачев, И.И. Цепляев, А.С. Яговцева. Аналитический способ определения дебита вертикальной скважины в момент ее остановки* для исследования. Нефтяное хозяйство. 2004 -№11.

10. Богданов' А:А. Погружные электронасосы для добычи нефти -М.: Изд-во «Недра», 1968. 272 с: ил.

11. Борисов Ю. П., Каменецкий С. Г., Яковлев В. П. Гидроинтегратор' для решения радиальных задач неустановившейся фильтрации. Труды ВНИИ, вып. XIX, Госуд. Н.-Т. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы, Москва, 1959 г., с. 191-208.

12. Бочаров Р.В. Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт скважина: диссертация к.т.н. РГУ Губкина 2004, 128с.

13. Бронштейн И. М., Семендяев К. А. Справочник по математике для инженеров и учащихся вузов. — М.: Наука, 1980. — 576 с.

14. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. К определению параметров, пласта по кривой изменения давления- в реагирующей скважине. «Научный Технич. Сборник: Добыча нефти», ВНИИ, №14, 1961 г., Гостоптехиздат, Москва, с. 87-91.

15. Бузинов С.Н., Умрихин И. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. Издательство «Недра», Москва, 1984 г. 269 с.

16. Табдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин с УЭЦН в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство. 2002 -№4. с. 62 - 64.

17. Гаджиев. М.А. Способы оценки эксплуатационных качеств систем скважина — пласт. Нефтяное хозяйство. 2002 —№5.

18. Гаджиев. М.А. Способы оценки эксплуатационных качеств систем скважина пласт. Нефтяное хозяйство. 2003 —№5.

19. Гидродинамические исследования малодебитных непереливающих скважин. / Ягафаров А.К., Федорцев В.К., Телков А.П., Шлеин Г.А., Горностаев С.Г. -Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2006. 352 с.

20. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта.Изд. третье. Издательство Недра, Москва, 1989 г., 311 с.

21. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добычи нефти -М.: Недра, 1983. 399 с: ил31 .Говорков Д. А. Анализ методов исследования гидродинамических состояний скважин и пластов // Вестник Кибернетики. Тюмень.: ИПОС СО РАН, 2008.-№7.-с. 33-42.

22. Говорков 'Д.А. Анализ точности и устойчивости работы схемы МНК -идентификации гидродинамики скважинной системы. // материалы итоговой' конференции аспирантов Института нефти и газа ТюмГНГУ (Тюмень 2009)'

23. Говорков ДА., Соловьев И.Г., Фомин В.В. Анализ устойчивости МНК оценивания параметров скважинной системы // материалы конференции «Нефть и Газ Западной Сибири», (Тюмень 2007)

24. Грайфер В.И. Лысенко В Д., О рациональном объединении нефтяных пластов в один эксплуатационный объект / Нефтяное хозяйство, 2000 г., № 2

25. З&.Грайфер В:И. Лысенко В Д., Проблемы промышленной экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтяных пластов / Нефтяное хозяйство, 2003 г., № 939Троп Д. Методы идентификации систем. М: Мир, 1979. — 302 с.

26. Желтое Ю. 77. О восстановлении заданного давления при различной проницаемости пласта в призабойной зоне и вдали от скважины. Труды

27. Института Нефти Академии Наук СССР, Нефтепромысловое дело, том 9, 1958 г., с. 184-192.

28. Жильцов В.В., Дударев А.В., Демидов В.П., Шитов Г.В., Чувикова В.В. Решения и развитие интеллектуальной технологии мониторинга и управления механизированным фондом скважин // Нефтяное хозяйств -2006.-№Ю.-С. 128-130 .

29. Каплан Л. С., Семенов А. В., Разгоняев Н. Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. М.: Недра, 1994,- 190 с.

30. Карнаухов М.Л., Климов М.Ю., Пьянкова Е.М Исследование процессов фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам / Территория Нефтегаз, 2008 г., № 12

31. Крылов А. П. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений. / Крылов А. П., Глоговский М.М., Мирчинк М. Ф., Николаевский Н. М., Чарный И. А. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.-416 стр.

32. Кузовков Н.Т. Модальное управление и наблюдающие устройства.- М:. Наука.- 1976. 184 с.50 .Кулъпин Л.Г., Бочаров Г.В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин. 2001 — №8.

33. ЪЪЛоусон Ч., Хентон Р. Численное решение задач, метода наименьших квадратов. -Mi: Наука 1986 г. 189с.

34. Лысенко В.Д., Грайфер В. И. Рациональная разработка нефтяных месторождений: Москва; «Недра», 2005 г.,.414: с.

35. Лысенко В.Д, Разработка нефтяных месторождений; Проектирование и анализ М.: Недра 2003. - 638 с.

36. Ляпков П. Д. К расчету режима работы погружного центробежного насоса в нефтяной скважине. Труды ВНИИ, вып. 51. М., «Недра», 1967,.с. 151-—166.

37. Максимов В.П., Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях М.: Недра; 1976:— 236 с.

38. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. — Москва: Гостоптехиздат, 1949.- 87 стр.

39. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Яризов АД. Электротехнические установки, и комплексы в нефтегазовой-промышленности: Учеб. для вузов. 2000.- 437с.;

40. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений -Ленинград: Гостоптехиздат, 1949.

41. Мухаметзянов Р.Н., Фахретдинов Р.Н., Стрижнёв К.В., Ковалева А.А., Федосеев А. Ф. Аспекты применения геолого-гидродинамического моделирования для проектирования и мониторинга геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство, 2007, №10. С. 86-89.

42. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., и др. -М.: 2004.

43. Оперативная оптимизация 15000 скважин с ЭЦН / пер с англ. Zdolnik S., Pashali A., Markelov D., Volkov M. Real-time Optimization Approach for 15,000 ESP Wells // SPE 112236, 2008

44. Оценивание динамических характеристик коллекторов на основе фильтров Калмана / пер с англ. Zhang D., Lu Z., Chen Y. Dynamic Reservoir Data Assimilation with an Efficient Dimension-Reduced Kalman Filter / SPE 95277.

45. Перспективы развития технологий интеллектуальных скважин и пластов / пер с англ. Daves D. Joint Industry Project: Added value from Intelligent Well & Field systems Technology http://www.pet.hw.ac.uk/research.

46. Погружные центробежные насосы для нефти: Католог-справочник, ОКБ БН -М:ЦИНТИХИМНЕФТЕМАЩ, 1970

47. Растригин Л.А., Маджаров Н.Е. Введение в идентификацию систем управления М.: Энергия 1978 г. — 216с

48. Рочев А.Н. Повышение информативности гидродинамических исследований скважин Нефтяное хозяйство. 2005 —№5.

49. Смоляк С. А., Титаренко Б. П. Устойчивые методы оценивания. М.: Статистика, 1980. - 208 с.

50. Соловьёв И.Г., Говорков Д. А. Факторы устойчивости МНК-оценок параметров модели притока вертикальной скважины // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». 2009,-№9.-С.31-35.

51. Соловьев И.Г., Говорков Д.А., Фомин В.В. Технология адаптивного наблюдения глубинных состояний гидродинамики нефтяных скважин //НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» 2007, -№ 8. С.30-34.

52. Соловьев И.Г., Иерархия адаптивных технологий нефтедобычи реального времени // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». 2008. — № 2, С.20-28.

53. Соловьев И.Г., Фомин В.В. Вопросы конструирования и управления скважинами с УЭЦН при освоении // НТЖ Автоматизация , телемеханизацияи связь в нефтяной промышленности. — М.: ОАО «ВНИИОЭНТ», 2005. -№8. -с. 15-19.

54. Телков А. 77. Подземная гидрогазодинамика. Уфа, Издательство Уфимскогогнефтяного института, 1974 г., 224 с.

55. Технология замкнутого управления интеллектуальными скважинами / пер с англ. Going W.S., . Thigpen B.L., Chok, P.M., A.B. Anderson A.B., Vachon G.P. Intelligent-Well Technology: Are We Ready for Closed-Loop Control / SPE 99834, 2006.

56. Токарев А.П., Пьянкова E.M, Карнаухов M.JI. Интерпретация кривых восстановления уровня / Известия высших учебных заведений. Нефть и газ 2009. № 3

57. Толпаев В.А., Захаров В.В. Вывод уравнений для расчета давления в стволе нефтедобывающей скважины и анализ их решений // Изв. вузов. Нефть и газ. 2004. - № 1-е. 47-53.

58. Тускаев Н.Г., Гизатуллин Р.Г. Математическая модель работы скважины с УЭЦН. Нефть и Газ. 2004 -№2. с. 23 - 28.

59. Тяпов О.А., ГарифуллинА.Р., Басов С.Г., Ханжин В.Г. Современные системы управления электронасосами при периодических режимах эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйств 2008. - №2. - С.94-96.

60. Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам. / Филиппов В.Н., Агеев Ш.Р., Гендельман Г.А., Гопан А.И., Горькова Г.Е.) М., ОКБ БН, 1979, 169 с.

61. Управление зональными притоками в интеллектуальных скважинах / пер с англ. Muradov К.М., Davies D.R. Zonal Rate Allocation in Intelligent Wells / SPE 121055, 2009.

62. Управление разработкой месторождения с использованием интеллектуальных скважин / пер с англ. Glandt С.А. Reservoir Management Employing Smart Wells: A Review. - SPE Journal, 12, 2005: 281-288 / SPE 81107.

63. Федоров K.M., Печерин Т.Н. Сравнительная эффективность диагностики причин обводнения продукции / Известия высших учебных заведений. Нефть и газ 2009. № 4

64. Филиппов В. Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. М:ЦИНТИХИМНЕФТЕМАЩ, 1983, 48 с

65. Цыпкин Я. 3. Основы информационной теории идентификации. М: Наука, 1984.-320 с.

66. Чарный И. А. Исследование скважин методом восстановления динамического

67. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, Москва, 1962 г.,

68. Чарный И. А., Умрихин И. Д. Об одном методе определения параметров пластов по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам. Углетехиздат, 1957 г., 47 с.

69. Чарный И.А Подземная гидрогазодинамика. — Москва: Гостоптехиздат, 1963. 152 стр.

70. Шешуков А.И., Федоров В.Н., Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований. 2001 -№4.

71. Щелкачев В. Н. Основы подземной нефтяной гидравлики. Гостоптехиздат, Москва, 1945.

72. Щелкачев В. Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. Гостоптехиздат, М., 1948.

73. Щелкачев В. Н., Донцов К. М. Сопоставление исследований скважин различными методами. Нефт. хоз.-во, № 2-3, 1945.

74. Щелкачев В.Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. — Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. 736 стр.

75. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. М: ООО ТИД «Альянс», 2005. — 510 с.

76. Эйкхофф П. Основы идентификации систем управления. — М.: Мир, 1975. 683 с.

77. Юсупов П. М. Элементы теории идентификации технических объектов. -М.: Изд-во МО СССР, 1974. 202 с.

78. Ягафаров А.К. Гидродинамические исследования малодебетных непереливающих скважин / Ягафаров А.К., Федорцев В.К., Телков А.П. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006. -352 с.