автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Автоматизированная система выбора методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин

На правах рукописи----

ргк ол

1 кр," 2000

МАЛИНОВСКАЯ ГАЛИНА НИКОЛАЕВНА

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ВЫБОРА МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

05.13.06 - Автоматизированные системы управления

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2000

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

А.И. Ермолаев

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

С.Н.Закиров

кандидат технических наук И.Е. Сухов

Ведущая организация: ОАО «ВНИИОЭНГ» (Москва)

Защита состоится « ЛЧ1$ 2000 г. в /V --ч. в ауд. ш

на заседании диссертационного совета К 053.027.10 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, ГСП-1, г. Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан ССпре/иЯ. 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Сапунцов В.Д.

И 361 -¿¿Зс 11)0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. К числу основных проблем нефтедобы---------пающей отрасли России следует, прежде всего, отнести:

- сокращение объемов геологоразведочных работ,

- недостаточное восполнение запасов (как по количеству, так и по качеству),

- медленные темпы освоения новых месторождений,

- увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, которые сейчас составляют более половины всех текущих извлекаемых запасов.

Одним из направлений, реализация которых позволит снизить влияние отмеченных негативных факторов, считается расширение масштабов внедрения новых технологий разработки месторождений, содержащих нефть высокой вязкости и состоящих из пластов с низкой проницаемостью. К таким технологиям относятся различные методы'обработки приза-бойных зон скважин - методы воздействия на призабойные зоны скважин (МВПЗС). МВПЗС становятся практически единственно возможным средством повышения притока нефти к забоям добывающих скважин в слабо сцементированных породах, с активной подошвенной и краевой водой, то есть в условиях, когда применение больших депрессий по давлению или заводнение пластов нежелательно или недопустимо. Кроме этого, следует также отметить, что при существующих мировых ценах на нефть применение в промышленных масштабах методов воздействия на пласт (методов увеличения нефтеотдачи пластов) становится нерентабельным.

Все это повышает актуальность и значимость работ, связанных с исследованием эффективности МВПЗС в различных природных условиях, с выделением множества МВПЗС, наиболее адекватных условиям добычи нефти на российских месторождениях. Такие исследования позволят сконцентрировать ресурсы на совершенствование и внедрение МВПЗС.

Именно эффективность применения МВПЗС в различных промысловых условиях является предметом исследований, представленных в диссертационной работе.

Целью работы является автоматизация процедур оценки эффективности и выбора МВПЗС по группе скважин нефтяной залежи. Основными задачами исследования являются:

1) анализ геолого-физической информации для оценки эффективности МВПЗС в различных промысловых условиях и выявление наиболее целесообразной области применения существующих МВПЗС;

2) разработка моделей притока пластовой жидкости в условиях воздействия на призабойную зону скважин при наличии и отсутствии аномальных свойств нефти;

3) разработка алгоритмов оценки прироста дебита добывающих скважин при воздействии на призабойную зону;

4) разработка моделей и алгоритмов рационального распределения МВПЗС по группе скважин при наличии и отсутствии взаимовлияния между скважинами;

5) разработка программной реализации предлагаемых алгоритмов оценки прироста дебита и распределения МВПЗС.

Научная новизна работы:

1) предложены модели притока пластовой жидкости к скважине при изменении (за счет воздействия) гидропроводности ее призабойной зоны как при отсутствии, так и наличии аномальных свойств нефти;

2) предложены алгоритмы построения зависимостей - «депрессия-дебит» при изменении (за счет воздействия) гидропроводности призабойной зоны при отсутствии и наличии аномальных свойств нефти;

3) разработан и теоретически обоснован алгоритм решения целочисленной задачи выбора МВПЗС по группе скважин с дробной функцией цели (минимизация удельных затрат на применение МВПЗС);

-4) предложен способ выбора величины штрафного коэффициента в алгоритме решения линейной целочисленной задачи выбора МВПЗС с дополнительным ресурсным ограничением, позволяющий найти ее приближенное решение задачи за конечное число итераций;

5) разработан алгоритм решения нелинейной частично - целочисленной задачи выбора МВПЗС по группе взаимовлияющих скважин, основанный на методе ветвей и границ. Практическая ценность работы обусловлена:

1) постановкой и решением задач оценки технологической эффективности МВПЗС при наличии и отсутствии аномальных свойств пластовой нефти (оценки технологической эффективности эквивалентны величине прироста дебита за счет воздействия на призабойную зону скважин и служат исходной информацией для выбора наиболее целесообразных МВПЗС в заданных промысловых условиях);

2) постановкой и решением задач выбора оптимальных МВПЗС по группе скважин при наличии и отсутствии взаимовлияния между скважинами, входящими в заданную группу;

3) результатами решения указанных задач, которые включают оценки суммарного дебита всех скважин и затрат на внедрение методов, а также рациональные режимы эксплуатации скважин (оптимальные значения дебита и депрессии по каждой скважине).

Результаты решения задач могут быть использованы в качестве исходной информации, необходимой для выбора способов эксплуатации и технического оснащения скважин. Таким образом, предлагаемый комплекс

алгоритмов и программ можно рассматривать как некоторую систему автоматизированного выбора МВПЗС по группе нефтяных скважин.

Разработанная программная реализация алгоритмов задач выбора МВПЗС может быть использована в качестве одного из элементов математического обеспечения системы поддержки принятия решений по управлению объектами добычи нефти. Предложенные модели и методы были применены для оценки потенциальных объемов добычи высоковязкой нефти из Покурских отложений Варьеганского мегавала Ван-Еганского месторождения, а также при корректировке проектов доразработки первого блока Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения.

Апробация работы, Основные результаты работы докладывались на научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 1999 г.).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 5 печатных работ.

Структура и объем диссертации. Основное содержание диссертации изложено в четырех главах. Диссертация содержит 152 страницы машинописного текста (основной текст изложен на 141), имеет 29 рисунков, 22 таблицы. Список литературы содержит 95 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулирована тема диссертации, определены цели исследования, основные задачи, научная новизна, дана характеристика работы по главам.

В первой главе проводится анализ МВПЗС, на основе которого разработаны таблицы наиболее благоприятных условий применения каждого из МВПЗС. Это позволяет уточнить исходную информацию и заранее от-

сеять явно неперспективные в данных промысловых условиях методы и тем самым снизить размерность задач выбора МВПЗС.

Проведенный анализ МВПЗС показал, что каждый из методов характеризуется своим набором наиболее благоприятных условий применения. Это делает актуальными постановку и решение задач выбора рациональных МВПЗС в различных промысловых условиях. Кроме этого применение МВПЗС, изменяя фильтрационные характеристики этой области, вызывает необходимость в коррекции известных моделей притока нефти к забоям скважии, а также в идентификации параметров призабойной зоны, подвергаемой воздействию.

Проанализирована перспективность применения МВПЗС для интенсификации добычи аномальной (высоковязкой) нефти, которая характеризуется нелинейной зависимостью вязкости или коэффициента подвижности нефти от градиентов давления, создаваемых в призабойной зоне. Такая нелинейная зависимость делает неприемлемым применение традиционных моделей фильтрации.

Во второй главе излагаются алгоритмы идентификации параметров призабойной зоны, которые являются исходными параметрами моделей притока нефти. Модели притока базируются на предположении, что течение жидкости в призабойной зоне подчиняется закономерностям плоскорадиальной фильтрации. Рассмотрены две возможные ситуации:

- пластовая нефть является ньютоновской жидкостью;

пластовая нефть обладает аномальными (неньютоновскими) свойствами.

Разработаны модели притока нефти к забоям скважин для двух указанных ситуаций.

Для первой ситуации модель представляет собой зависимость дебита пластовой жидкости от параметров пласта, степени воздействия (у) на призабойную зону скважин и степени проникновения воздействия в приза-

бойную зону скважин (ß). Под степенью воздействия понимается отношение величины пластовых параметров после воздействия к первоначальным значениям этих параметров: у = Cj/£\, где €\, Ег -гидропроводность приза-бойной зоны до и после воздействия, соответственно. Параметр ß определяется по формуле: ß=R2/R\, где R\ - радиус призабойной зоны до воздействия, а - радиус части призабойной зоны, подвергшейся воздействию.

Модель притока позволяет перейти к относительной оценке прироста дебита скважины - а — (qz - q\)l qi , где qi, <72- дебиты скважины по жидкости до и после воздействия на призабойную зону. В работе получена оценка параметра а в зависимости от степени воздействия и степени проникновения воздействия в призабойную зону:

In (У*,) t In (/?,/Дс)

a(r'ß)= In (R0/Ri)_ ^ In ЩЩ'1 , (О

£0 £t y£x

где &) - гидропроводность области питания за исключением призабойной зоны скважины; Ro - радиус контура питания (в качестве Ro можно выбрать либо границу участка, если этот участок гидродинамически не связан с другими, либо половину расстояния между рассматриваемой скважиной и близлежащей к ней); Rq - приведенный радиус скважины.

Во второй ситуации учитываются особенности поведения аномальной нефти. Эти особенности вызывают необходимость в применении специальных технологий воздействия на призабойную зону. Нелинейный вид реологических зависимостей аномальной нефти от градиентов давлений, создаваемых в призабойной зоне скважины, требует корректировки моделей притока такой нефти к забоям скважин и, соответственно, изменения в способах оценки технологической эффективности воздействий на призабойную зону скважин. Предложены модели притока, учитывающие особенности фильтрации аномальной нефти. Разработан алгоритм расчета

технологической эффективности МВПЗС в случае притока к забоям скважин неныотонопской жидкости. Эти особенности заключаются в наличии

трех зон в области питания скважины (см. рис.1.):__________________________________

[-я - пониженной вязкости (рщ) или максимального коэффициента подвижности (Кт) (см. рис.1),

11-я - неременной вязкости (р) или переменного коэффициента подвижности (Л"),

Ш-я - повышенной вязкости (/¿а) или минимального коэффициента подвижности (Кп).

В отличие от известных работ, в которых рассматривается лишь частный случай, когда в области питания скважины одновременно имеются три зоны, в настоящей работе предложены модели притока, учитывающие как наличие всех зон, так и отсутствие какой-либо одной из них.

Рис. I. Схема области питания скважины при плоскорадиальной фильтрации аномальной нефти

Во второй главе отдельно исследуются два случая: в зоне II изменение вязкости (2) и изменение коэффициента подвижности (3) пластовой жидкости в зависимости от величины предельных градиентов давления (Н, Нт) подчиняются известным зависимостям:

0 áH{dr

(3)

где P — давление в области питания на расстоянии г от скважины (Re ¿r <RK , Rc - приведенный радиус скважины, RK - радиус области питания), Н - градиент динамического давления сдвига, Н„ - градиент давления предельного разрушения структуры, áp = (Jo - /4, , АН = Н„ - Н, ЛК = Кт - Кп, K=k//J, к - проницаемость области питания скважины.

Для линейной функции (2) получена зависимость депрессии -ЛР = РК- Рс, от дебита - Q на скважине, где Рк -давление на границе области питания, а Рс — забойное давление. Функция AP(Q) имеет вид: 1) если зона III охватывает всю область питания (0<Q<Qu¡)

Q

2якА

(4)

2) если область питания скважины содержит зону Ш и зону II (Qw<Q<Q,„n)

Q

АР —

2л*Л

w„ , ч , (ГД+<Р№)

(5)

3) если область питания скважины содержит зону Ш, зону II и зону I

{Qm,n <Q<Qm*,)

Но "Я*к ' гд) f Mm ln| "i

w

AP = -

2nkh

Ha HR к 'гд) + Мт ln[j-j + Я .n(f)

(6)

4) если область питания скважины содержит зону II и зону I

АР =

Q

2nkh

RK +9(Q)

rm + <P(Q)

(7)

5) если зона I охватывает всю область питания (Q¡ <Q)

АР =

2 Jikh

цт In(RK/RC),

(8)

где

СМ// 2л£/тД//'

2якИН_. '

= /'о +

Л. =

/V/

дя -

6/// =

7тАИН

Яг

С^тах

/'о

2лкИНКК . Ао

л 2лШ/ ' _ 2пккНтЯс

а ■щи К

Полученные формулы (4)-(9) определяют зависимость между депрессией и дебитом, когда изменение вязкости пластовой жидкости при изменении предельных градиентов давления описывается закономерностью (2).

Для линейной функции (3) получена зависимость депрессии от дебита:

1)прн 0<2<&„

АР -

2 лИК0 Нс

(10)

2) при <(?<<?„

АР = гдНи 1п + ф>д у1Аггд + В1 - 4гсрггс + Вг +

Г,2

+ — 1п—^-, . -А(гд -гс);

А.!гс + \]А2гс + В

(П)

3) при £>„„„

АР = г„Нт \п — + Г;,Н0 1п —+ т]Аггд + В2 -

А

А4Гк+4Аггт+Вг

-А(гд-гя)\

4)при а^е^е,

АЯ = гтн„ 1п ^ + +В1 -^„-[а^+В2 +

(.3)

5) при

ДР =———1п—

=

0

2лЬН„Кт '

а„=2лйж0/гс, 0тах ш2лМС0ННк,

21

(14)

2яйял:0 •

= 2яИяКяЫ{с, (15)

а =2 ^гКтНпЯк,

В2= 0АЯ 2лЬАК'

Таким образом, получены функции (формулы (10)-(15)), определяющие характер изменения депрессии в зависимости от величины дебита при фильтрации пластовой жидкости с аномальными свойствами. Это позволяет перейти к оценке технологической эффективности воздействия на призабойную зону скважины. При этом предполагается, что метод воздействия изменяет значения Нт и Н.

Для оценки эффективности предлагается поступить следующим образом. Выбирается Q* - некоторое заданное значение, превышающее Q/. Для нескольких заданных значений дебита в диапазоне от 0 до Q* рассчитываются соответствующие значения депрессии в двух случаях: для первоначальных (неизмененных) значений Д. и Я и для измененных в результате воздействия на ПЗС значений Ня и Н. После этого строятся две зависимости q--f(AP) и Q =F (АР), где q -дебит аномальной жидкости в случае, когда значения граничных градиентов давления соответствуют первоначальным значениям Нп и Н , a Q — дебит, соответствующий измененным в результате воздействия на призабойную зону значениям Нп и Н. Теперь под оценкой технологической эффективности метода воздействия, основанного на уменьшении граничных градиентов давления Н„ и Н, можно понимать относительную разность а(АР). т.е.

а(ЛР) = (F(AP)-f(AP))/f(AP). (16)

Полученная на данном этапе оценка технологической эффективности (формула (16)) используется в дапьнейшем в качестве исходной информации для моделей оптимального выбора МВПЗС. Проведенные расчеты показали, что величина эффекта от воздействия на призабойную зону скважин нелинейно зависит от величины депрессии на пласт. Поэтому при решении вопроса о целесообразности применения МВПЗС следует учитывать не только природные параметры пласта и свойства пластовой жидкости, но и режимы эксплуатации скважин.

Таким образом, в данной главе рассмотрены вопросы, связанные с разработкой информационного обеспечения процедур оптимального выбора МВПЗС. Алгоритмы оценки технологической эффективности реализованы в виде комплекса программ, функционирующего в среде Microsoft Excel (версия не ниже 5.0).

В третьей главе предлагаются постановки и алгоритмы решения задач распределения МВПЗС по группе скважин, взаимодействием кото-

рых можно пренебречь. Дается описание предлагаемых алгоритмов решения поставленных задач и их теоретическое обоснование. Рассматриваются задачи:

- выбор с дробной функцией цели, которая представляет собой отношение суммарных затрат на реализацию МВПЗС к суммарному приросту дебита всех скважин, т.е. «удельные» затраты;

- выбор по критерию максимума прироста суммарного дебита за счет применения МВПЗС при выполнении ограничений на величину суммарных затрат на их реализацию.

Предлагаемые постановки задач выбора МВПЗС отвечают сложившейся структуре нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), поскольку необходима оптимизация режимов работы не отдельной скважины, а группы скважин, дренирующих определенный участок (или блок) месторождения. Это связано с тем, что, во-первых, скважины могут быть связаны «гидродинамически», т.е. изменение режимов работы одной из них влияет на режимы работы других, и, во-вторых, ресурсы, необходимые для эксплуатации месторождения выделяются не отдельной скважине, а их группе.

Если ввести искомые переменные - у у такие, что у1} = 1, когда / - й МВПЗС назначается на} -ю скважину, и у у = 0 в ином случае, то задача с дробной функцией цели сводится к модели нелинейного булева программирования:

< /

с,у,

• >

Ле{0, 1},/= 1...../;/= 1.....

где ач - оценка прироста дебита от применения / -го МВПЗС на /-Й скважине, а - затраты на внедрение этого метода на этой скважине__________

(/ = 1,..., = I,..., ./). Параметр а,~может быть рассчитан по формуле:

а^сщЧ/, (18)

где ог„ -оценка технологической эффективности / -го МВПЗС на /-той скважине, а дебиту-й скважины до воздействия.

В диссертации предлагается алгоритм решения задачи (17), который позволяет получить ее точное решение. Алгоритм базируется на известном приеме, который дает возможность перейти от дробного критерия к аддитивному.

Алгоритм начинается с назначения допустимого решения, в качестве которого можно взять, например, решение, отвечающее выбору наиболее дешевого МВПЗС для каждой скважины. Обозначим это решение через

набор , а значение дробной функции цели - через Рв. Для описания работы алгоритма на к - ой итерации (к = 1, 2, ...) введем обозначения. Пусть набор ¡у*)- оптимальное решение вспомогательной задачи с функцией цели:

ппп (19)

■•I /•! У

и ограничениями исходной задачи, где вычисляются по формуле:

С,ГСгР>Мч> (20)

а - значение дробной функции цели на (£-1) - ой итерации.

Решение вспомогательной задачи сводится к поиску на каждой итерации набора |, который может быть получен без затруднений для любого числа скважин и методов по следующему правилу:

Уч =

1, если =шт{с,'у.....с^ }

(21)

О, в ином случае

Если окажется, что для некоторого] применение правила (21) приводит к нескольким ук#=1, то необходимо один из таких уку оставить равным единице, а остальные положить равными нулю. После этого проверяется правило остановки итерационной процедуры:

Л = (22)

Если равенство (22) выполняется, то предыдущий набор {укЛц} является оптимальным решением задачи с дробной функцией цели. Доказательство этого утверждения приводится в третьей главе диссертации. Если же правило остановки не выполнено, т.е. Рь < то необходимо положить к = к + 1 и повторить все операции. Сходимость алгоритма, т.е. выполнение правила остановки для достаточно большого числа итераций, следует из того, что алгоритм формирует убывающую последовательность ограниченную снизу, которая в силу этого имеет предел, а следовательно, разность между и будет стремиться к нулю при возрастании числа итераций, что приведет к выполнению условия остановки с любой заданной точностью.

Во второй постановке задачи назначения МВПЗС по группе скважин требуется выбрать такие МВПЗС из заданного перечня, которые обеспечат максимальный суммарный прирост дебита по всем скважинам при выполнении ограничения по суммарным затратам на реализацию всех методов. Для математической формулировки введем параметр Ь - объем допустимых затрат на реализацию всех методов. Теперь во второй постановке задача выбора МВПЗС принимает вид:

ЕЕ V» тах

• I

_ Цсу^Ь,_____________________________(23)--------

< *

уе\0,1}, /=177, У=ГГТ.

В диссертации предложен алгоритм приближенного решения задачи (23). В отличие от существующих точных алгоритмов, которые основаны на методе ветвей и границ, что может оказаться неэффективным при большой размерности решаемых задач, предлагаемый алгоритм использует декомпозицию задачи, и поэтому,на его эффективность размерность задачи не оказывает существенного влияния.

Алгоритм является видоизменением классического метода неопределенных множителей Лагранжа. В диссертации предлагается процедура назначения величины штрафного коэффициента, основанная на методе деления отрезка пополам. Процедура позволяет получить приближенное решение задачи за конечное число итераций и провести оценку точности полученного решения. Наличие дополнительной процедуры назначения величины штрафного коэффициента является основным отличием алгоритма решения линейной задачи от алгоритма решения задачи с дробной функцией цели. Кроме этого, правилом остановки во втором алгоритме является выполнение ограничения по ресурсам. Если для решения, полученного на некоторой итерации, ограничение ко ресурсам выполняется как равенство, то это решение является оптимальным для линейной задачи выбора МВПЗС.

Разработанные алгоритмы без принципиальных изменений могут быть применены для решения аналогичных задач, в которых используется критерий максимума суммарной добычи, отнесенной к единице затрат на

проведение МВПЗС, или критерий минимума суммарных затрат при выполнении требований к суммарному приросту дебита, полученного за счет применения МВПЗС.

Программное обеспечение алгоритмов функционирует в среде Microsoft Excel версии не ниже 5.0.

В четвертой главе предлагаются модель и метод выбора оптимальных МВПЗС по группе взаимовлияющих скважин. Модель является задачей частично-целочисленной оптимизации и основана на известной модели притока нефти к группе взаимовлияющих скважин. В качестве критерия оптимальности используется минимум суммарных затрат на реализацию МВПЗС. Кроме ограничений, определяющих взаимовлияние скважин и выполнение требований к предельной депрессии, учитывается требование к величине суммарного дебита всех скважин.

Предположение, на котором основана модель выбора заключается в следующем: пласт между призабойными зонами считается однородным, а его неоднородность ассоциируется с призабойными зонами скважин. Такое предположение является достаточно оправданным при приближенном описании поведения продуктивного пласта.

Для математической формулировки задачи выбора МВПЗС введем исходные параметры:

Q - необходимая величина суммарного дебита всех скважин;

ст, - затраты на реализацию т - го МВПЗС на / - й скважине,

т = 1,..., М\

APi - допустимая депрессия на i - й скважине, т.е.

i=l,..., п; (24)

ет, - гидропроводность призабойной зоны i — й скважины, которая достигается за счет использования т — го МВПЗС на i —й скважине.

Для упрощения записи введем дополнительные обозначения:

У,, = (2/гс)'1

г,

П к ______________(25)

________Л,, = (2яе-У11п „ + = 1,»,

и, «с

где с - гидропроводность пласта, Гу - расстояние между »-й и у'-й скважинами (г„= Лс), Л, - радиус призабойной зоны 1-й скважины.

Введем искомые переменные ут, такие, что

Г1, если на 1 - той скважине применяется т - ый МВПЗС Уш=\п , (26)

(О, в ином случае

а также д, - дебит ;-й скважины. На содержательном уровне, задача ставится следующим образом: учитывая взаимовлияние скважин, найти такое распределение МВПЗС, которое обеспечит минимальные суммарные затраты на их реализацию при выполнении требования к величине суммарного дебита по всей группе скважин и ограничения на величину предельной депрессии для каждой скважины.

Решение поставленной задачи сводится к поиску таких qt и ут„ что:

_ ; У-Ч

/XI )

(27)

/

т

^>0, 1 = 1,п, у„б{о,!}, / = ««= Ш.

Предлагаемая модель (27) включает ситуацию, когда ни один из предлагаемых МВПЗС не целесообразно применять на данной группе скважин. Эта ситуация учитывается включением в перечень заданных

МВПЗС «фнктнвного» метода, например, (М+ 1)-го, для которого ац,и~0, а сл/< равняется первоначальной гидропроводности призабойной зоны каждой скважины.

Решение задачи (27), кроме рационального распределения МВПЗС по скважинам, позволяет оценить рациональные режимы эксплуатации скважин, т.е. оценить для каждой скважины оптимальные значения дебита и забойного давления. А именно, если через наборы {<7,*} и {_уш(*} обозначить оптимальное решение сформулированной задачи, то Р* - оптимальное значение забойного давления на / - й скважине будет определяться по формуле:

Кроме возможности оценки суммарного эффекта от увеличения гидропроводности призабойных зон группы добывающих скважин, приведенная модель позволяет учесть ситуации, когда лучший с точки зрения увеличения дебита метод воздействия не включается в список применяемых методов из-за того, что такое увеличение в силу взаимовлияния скважин может вызвать существенное падение дебита на других скважинах.

Для решения задачи (27) предлагается модификация метода ветвей и границ, использующая ее специфику. Эта специфика заключается в нелинейном характере ограничений, содержащих произведение искомых переменных, и в наличии блочных ограничений. Отмеченные особенности задачи (27) дают возможность для любого заданного из каких-либо соображений набора булевых переменных - найти соответствующий ему набор непрерывных переменных - {д,0} как оптимальное решение вспомогательной задачи по непрерывным переменным <?,:

/

\

(28)

1>|

шах

---------------------------Ь'/И К ^ Л/>, / = !,«, (29)

J*^ V » /

> О, / = йя.

Так как задача (29) представляет собой модель линейного программирования, то для ее решения можно воспользоваться стандартным симплекс-методом.

Решение частично-целочисленной задачи выбора МВПЗС (модель (27)) начинается с предварительного этапа. На этом этапе, прежде всего, устанавливается существование ее, допустимых решений. Для этого формируется набор {)•„?} такой, что

,/ = !,л. (30)

[0, в ином случае

Затем находится {д/*} - оптимальное решение вспомогательной задачи по непрерывным переменным, в которой вместо {у„,0} используется {ут?}. Если для набора не выполняется ограничение на суммарный дебит, то исходная задача (27) решения не имеет. В ином случае наборы {ут/*} и {д/*} представляют собой ее допустимое решение.

После того, как установлено существование допустимых решений задачи (27), определяется «идеальный» с точки зрения суммарной стоимости набор {утс}:

с Г1. св,.=шшУ _

-Ут.-К , » = 1,я. (31)

[0, в ином случае

После определения {ут{} находится набор {<7,с} - оптимальное решение вспомогательной задачи, в которой вместо {ут,"} используется {ут[}. Для набора {<?,'} проверяется выполнение ограничения на суммар-

ный дебит. Если для набора {/у,'} это офаиичение выполнено, то наборы {v«/"} являются оптимальным решением исходной задачи выбора МВПЗС по группе взаимовлияющих скважин.

В ином случае необходимо продолжить поиск оптимального решения. Этот поиск сводится к итерационной процедуре. На каждой итерации, например, к- й сначала с помощью модификации метода ветвей и границ формируется набор по булевым переменным (обозначим его через {%,/}). Затем определяется оптимальное решение вспомогательной задачи (29), которое обозначим через {<?/}. При этом вместо {у„,0} используется {ymh-Если для {q,k} выполняется ограничение на суммарный дебит, то набор {vml*} проверяется на оптимальность, т.е. набор {ут?} является оптимальным, если значение функции цели для этого набора окажется меньше чем значения функции цели для наборов, полученных на предыдущих итерациях. Если условия оптимальности не выполнены, то осуществляется переход к следующей (£+1)-й итерации и т.д.

Таким образом, предлагаемый алгоритм либо находит точное решение задачи (27) за конечное число итераций, либо указывает на отсутствие допустимых решений.

В четвертой главе диссертации приведены также видоизменения алгоритма, которые позволяют учесть степень обводненности продукции добывающих скважин и наличие нагнетательных скважин в рассматриваемой группе.

Программа, реализующая алгоритм решения частично-целочисленной задачи выбора МВПЗС по группе взаимодействующих скважин, эксплуатируется в операционной системе MS Windows 95 и выше.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Основными результатами исследований, представленных в настоящей диссертации, являются:

[.Алгоритмы оценки технологической эффективности методов воздействия на призабойную зону скважин при отсутствии аномальных свойств пластовой жидкости.

2. Алгоритмы оценки технологической эффективности методов воздействия на призабойную зону скважин при наличии аномальных свойств пластовой жидкости, обусловленных нелинейной зависимостью вязкости и коэффициента подвижности нефти от предельных градиентов давления.

3. Алгоритм решения задачи булева программирования с дробной функцией цели и ограничениями блочного типа.

4. Теоретическое обоснование алгоритма решения задачи булева программирования с дробной функцией цели, которое включает доказательство необходимого и достаточного условия оптимальности решений, а также сходимости алгоритма к точному решению за конечное число итераций.

5. Способ выбора величины штрафного коэффициента в алгоритме решения линейной задачи булева программирования с одним общим ресурсным ограничением и несколькими блочными ограничениями. Этот способ позволяет регулировать точность и скорость сходимости алгоритма.

6. Частично-целочисленная модель выбора методов воздействия по группе взаимовлияющих скважин, позволяющая определить не только рациональное распределение МВПЗС по скважинам, но и найти рациональные режимы работы скважин.

7. Модификация метода ветвей и границ, приспособленная для решения нелинейной частично-целочисленной задачи выбора МВПЗС по группе взаимовлияющих скважин.

8. Программная реализация разработанных алгоритмов расчета эффективности МВПЗС и алгоритмов распределения МВПЗС по группе скважин.

ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ СЛЕДУЮЩИЕ РАБОТЫ:

1. Ермолаев А.И., Малиновская Г.Н., Попадько В.Е., Хавкин А.Я. Агрегированные модели вытеснения нефти из продуктивных пластов. -М.: Наука и технология углеводородов. 1998, №1, - с. 42-48.

2. Ермолаев А.И., Малиновская Г.Н., Попадько В.Е. Автоматизированный выбор методов обработки призабойных зон скважин. //Тезисы докладов. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. - М.: РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 1999, - с. 40-41.

3. Малиновская Г.Н. Оценка технологической эффективности методов воздействия на призабойную зону скважин при наличии аномальных свойств пластовой нефти . - Наука и технология углеводородов. 1999, №3, - с. 18-22.

4. Ермолаев А.И., Малиновская Г.Н. Модель распределения методов воздействия на призабойную зону по группе взаимодействующих добывающих скважин. - Нефть Татарстана, 1999, №1-2 с. 28-30.

5. Ермолаев А.И., Малиновская Г.Н., Малиновский C.B. Модель выбора методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин с учетом их взаимовлияния. - Наука и технология углеводородов. 2000, №1, с. 61-63.

Введение

ГЛАВА 1. Анализ технологий воздействия на призабойную зону нефтяных скважин.

1.1. Краткая характеристика методов воздействия на призабойную зону скважин (МВПЗС).

1.1.1. Физико-химические МВПЗС.

1.1.2. Гидромеханические МВПЗС.

1.1.3. Тепловые МВПЗС.

1.1.4. Акустическое и волновое воздействия на призабойную зону скважин, вибровоздействие.

1.2. Интенсификация притока аномальной нефтй к забоям скважин.

1.2.1. Исследование факторов, влияющих на приток аномальной нефти.

1.2.2. Анализ технологических возможностей увеличения притока аномальной нефти к забоям скважин.

Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. Разработка алгоритмов оценки технологической эффективности МВПЗС.

2.1 .Оценка технологической эффективности МВПЗС при отсутствии аномальных свойств нефти.

2.1.1. Построение модели притока пластовой жидкости к забоям скважин при использовании МВПЗС.

2.1.2. Программа «EFFECT», описание пользователя.

2.1.3. Пример расчета по программе «EFFECT».

2.1.4. Оценка параметров модели притока.

2.2.Разработка алгоритмов оценки эффективности технологий воздействия при наличии аномальных свойств нефти.

2.2.1. Модель притока к забоям скважин при изменении вязкости нефти.

2.2.2. Модель притока к забоям скважин при изменении подвижности нефти.

2.2.3. Оценка прироста дебита при наличии аномальных свойств нефти.

2.2.4. Описание программ «ANOMALY1» и «ANOMALY2»

2.2.5. Примеры расчета по программам «ANOMALY1» и «ANOMAL Y2».

Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. Разработка алгоритмов оптимального распределения МВПЗС по скважинам при отсутствии взаимовлияния между ними.

3.1.Постановка задачи распределения МВПЗС при отсутствии взаимовлияния между скважинами

3.2.Исследование задачи распределения МВПЗС с дробной функцией цели.

3.2.1. Постановка и математическая формулировка задачи распределения МВПЗС с дробной функцией цели

3.2.2. Алгоритм решения задачи распределения с дробной функцией цели.

3.2.3. Описание программы «SELMET1».

3.3.Исследование линейной задачи оптимального распределения МВПЗС с ограничением по ресурсам.

3.3.1. Постановка и математическая формулировка линейной задачи распределения МВПЗС.

3.3.2. Алгоритм решения линейной задачи распределения мвпзс.юз

3.3.3. Описание программы «8ЕЬМЕТ2».

Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. Разработка алгоритмов оптимального распределения

МВПЗС по группе взаимовлияющих скважин.

4.1. Анализ моделей притока нефти к группе взаимовлияющих скважин.11В

4.2. Постановка и математическая формулировка задачи.

4.3. Алгоритм решения.

4.4. Возможные обобщения модели.

4.5. Описание программы «ОРТМУР28».

Выводы к главе 4.

К числу основных проблем нефтедобывающей отрасли России следует, прежде всего, отнести [40, 55, 86, 87]:

• сокращение объемов геологоразведочных работ,

• недостаточное восполнение запасов, (как по количеству, так и по качеству),

• медленные темпы освоения новых месторождений,

• увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, которые сейчас составляют более половины всех текущих извлекаемых запасов [9, 40].

Одним из направлений, реализация которых позволит снизить влияние отмеченных негативных факторов, считается расширение масштабов внедрения новых технологий разработки месторождений, содержащих нефть высокой вязкости и состоящих из пластов с низкой проницаемостью [14, 40, 46, 77, 85]. К таким технологиям относятся различные методы обработки призабойных зон скважин - методы воздействия на призабойные зоны скважин (МВПЗС). МВПЗС становятся практически единственно возможным средством повышения притока нефти к забоям добывающих скважин в слабо сцементированных породах, с активной подошвенной и краевой водой, то есть в условиях, когда применение больших депрессий по давлению или заводнение пластов нежелательно или недопустимо [8, 9, 25]. Кроме этого, следует отметить также, что при существующих мировых ценах на нефть применение в промышленных масштабах методов воздействия на пласт (методов увеличения нефтеотдачи пластов) становится нерентабельным [17, 86].

Все это повышает актуальность и значимость работ, связанных с исследованием эффективности МВПЗС в различных природных условиях, с выделением множества МВПЗС, наиболее адекватных условиям добычи нефти на российских месторождениях. Такие исследования позволят сконцентрировать ресурсы на совершенствование и внедрение МВПЗС.

Именно на повышение эффективности применения МВПЗС в различных промысловых условиях направлены исследования, представленные в настоящей диссертационной работе. Исходя из этого основной целью таких исследований, является разработка автоматизированной системы выбора МВПЗС по группе нефтяных скважин.

Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

1) оценки прироста дебита добывающих скважин при применении МВПЗС;

2) распределения МВПЗС заданного перечня по группе добывающих скважин, обеспечивающее высокие технико-экономические показатели эффективности процессов добычи нефти.

Разработка алгоритмов и программ решения указанных задач позволит реализовать процедуры автоматизированного выбора методов воздействия на призабойные зоны нефтяных скважин. Такие процедуры, реализованные в виде некоторой системы автоматизированного выбора, могут быть включены в качестве элементов в систему поддержки принятия решений (СППР) по управлению процессами разработки и эксплуатации нефтяных залежей [11, 15, 34]. СППР считаются в настоящее время основным направлением, позволяющим воспользоваться преимуществами компьютерных (информационных) технологий при управлении сложными системами [75].

Алгоритмы решения поставленных задач базируются как на классических подходах, изложенных в работах [2, 38, 47,57, 65, 66, 69, 83], так и на менее традиционных, представленных работами [4, 51, 52, 53, 70,

71, 72, 73, 74, 78]. Выбор рациональных МВПЗС имеет много общих черт с выбором (планированием) оптимальных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и целесообразных способов эксплуатации скважин. Этим задачам посвящено достаточно большое число исследований [2, 7, 25, 27, 54, 57, 70]. В основном в этих работах рассматривается эксплуатация отдельных скважин (см., например, [2, 7, 27, 54, 57, 79, 80]), что часто не отвечает требованиям практики. В других работах [4, 51, 52, 53, 70, 71, 72, 73, 74] задачи выбора ставятся для группы скважин, что сближает эти работы с задачами настоящего исследования. Однако, в этих исследованиях анализу подвергаются лишь ситуации, когда взаимовлиянием скважин, входящих в заданную группу, можно пренебречь, что также суживает область применения предлагаемых в этих работах алгоритмов оптимального выбора. Если же взаимовлияние скважин учитывается [32, 52, 53] и, более того, рассматривается оптимизация режимов работы группы скважин с учетом их взаимовлияния [47], то это осуществляется вне рамок моделей выбора оптимальных технологий воздействия на призабойные зоны скважин. Настоящее исследование направлено на восполнение указанных пробелов.

Основное содержание диссертации изложено в четырех главах. Диссертация содержит 152 страницы машинописного текста (основной текст изложен на 141), имеет 29 рисунков, 22 таблицы. Список литературы содержит 95 наименований.

В первой главе проводится анализ МВПЗС, который позволяет разработать таблицы наиболее благоприятных условий применения каждого из МВПЗС. Это дает возможность заранее отсеивать явно неперспективные в данных промысловых условиях методы и тем самым снизить размерность задач выбора МВПЗС.

Проанализирована перспективность применения МВПЗС для интенсификации добычи аномальной нефти, которая характеризуется нелинейной зависимостью вязкости или коэффициента подвижности нефти от градиентов давления, создаваемых в призабойной зоне. Такая нелинейная зависимость делает неприемлемым применение традиционных моделей фильтрации.

Во второй главе излагаются алгоритмы идентификации параметров призабойной зоны, которые являются исходными параметрами моделей притока нефти. Модели притока базируются на предположении, что течение жидкости в призабойной зоне подчиняется закономерностям плоско-радиальной фильтрации. Причем рассматриваются два случая:

- пластовая нефть является ньютоновской жидкостью;

- пластовая нефть обладает аномальными (неньютоновскими) свойствами.

Разработаны модели притока нефти к забоям скважин для двух указанных ситуаций. Модели представляют собой зависимость дебита пластовой жидкости от параметров пласта и степени воздействия на призабойную зону скважин. Под степенью воздействия понимается отношение величины пластовых параметров после воздействия к первоначальным значениям этих параметров. Модели притока позволяют перейти к оценке прироста дебита скважины в зависимости от степени воздействия в заданных природных условиях и тем самым оценить технологическую эффективность МВПЗС. Алгоритмы построения зависимости «депрессия-дебит» и алгоритмы оценки технологической эффективности МВПЗС реализованы в виде программ, описание которых приведено в последнем разделе второй главы.

Таким образом, в данной главе рассмотрены вопросы, связанные с разработкой информационного обеспечения процедур оптимального выбора МВПЗС.

В третьей главе предлагаются постановки и алгоритмы решения задач распределения МВПЗС по группе скважин, взаимодействием которых можно пренебречь. Рассматриваются задачи:

- выбор с дробной функцией цели, которая представляет собой отношение суммарных затрат на реализацию МВПЗС к суммарному приросту дебита всех скважин, т.е. «удельные» затраты;

- выбор по критерию максимума прироста суммарного дебита за счет применения МВПЗС при выполнении ограничений на величину суммарных затрат на их реализацию.

Для решения целочисленной задачи с дробной функцией цели предлагается алгоритм, позволяющий получить ее точное решение. Проведено его теоретическое обоснование, которое включает доказательство необходимого и достаточного условия оптимальности решений, вырабатываемых алгоритмом на каждой итерации.

В этой же главе дается описание и теоретическое обоснование алгоритма приближенного решения задачи по критерию максимума суммарного прироста дебита при выполнении ограничения по ресурсам. В отличие от работ [1,38, 70, 72], в которых для решения аналогичных задач используется метод ветвей и границ [5, 6, 35], что может оказаться неэффективным при большой размерности решаемых задач [31], предлагаемый приближенный алгоритм основан на декомпозиции задачи, и поэтому на его эффективность размерность задачи не оказывает существенного влияния. Алгоритм является модификацией метода неопределенных множителей Лагранжа [24, 48]. В общих чертах он совпадает с алгоритмами, рассмотренными в работах [4, 42, 51, 52, 53]. В отличие от классического варианта алгоритм требует назначения множителя Лагранжа на каждой итерации. Однако в работах [4, 42, 51, 52, 53] не приведен способ оценки величины штрафного коэффициента,

10 влияющего на точность и скорость сходимости приближенного алгоритма. В данной главе предлагается одна из возможных процедур назначения величины штрафного коэффициента. Последний раздел главы посвящен описанию программной реализации алгоритмов оптимального выбора.

Четвертая глава посвящена разработке модели и метода выбора оптимальных МВПЗС по группе взаимовлияющих скважин. Модель является задачей частично-целочисленной оптимизации и основана на модели притока нефти к группе взаимовлияющих скважин, предложенной в работе [83]. В качестве критерия оптимальности используется минимум суммарных затрат на реализацию МВПЗС. Кроме ограничений, определяющих взаимовлияние скважин и выполнение требований к предельной депрессии, учитывается требование к выполнению задания по суммарному дебиту всех скважин. Рассмотрены модификации модели выбора, позволяющие расширить область ее применения. Дается описание программной реализации алгоритмов выбора.

Таким образом, автор выносит на защиту алгоритмы решения задач оценки эффективности и выбора оптимальных МВПЗС по группе скважин, представляющие основу автоматизированной системы выбора МВПЗС по группе скважин.

Выводы к главе 4

1. Проведен анализ известных моделей притока к группе взаимодействующих скважин, который показал целесообразность их применения при решении задач выбора рациональных МВПЗС.

2. Предложена модель оптимального выбора МВПЗС по группе взаимодействующих скважин, позволяющая найти распределение МВПЗС, обеспечивающее минимум суммарных затрат на реализацию методов при выполнении плановых заданий по добыче нефти.

3. Разработан алгоритм решения частично-целочисленной задачи выбора МВПЗС по группе взаимодействующих скважин, который представляет собой модификацию метода ветвей и границ. Алгоритм учитывает специфику задачи и поэтому его применение является более эффективным в данном случае, чем использование известных методов частично-целочисленной оптимизации. Разработана программная реализация алгоритма.

4. Предложены модификации задачи выбора МВПЗС, которые, с одной стороны, расширяют область ее применения, включая в рассмотрение нагнетательные и обводненные добывающие скважины, а, с другой стороны, не вносят принципиальных изменений в алгоритм решения.

Заключение

Основными результатами исследований, представленных в настоящей диссертации, являются:

1. Алгоритмы оценки технологической эффективности МВПЗС.

2. Алгоритм решения задачи математического программирования с дробной функцией цели, ограничениями блочного типа и булевыми искомыми переменными.

3. Теоретическое обоснование алгоритма решения задачи математического программирования с дробной функцией цели и булевыми искомыми переменными, которое включает доказательство необходимого и достаточного условия оптимальности решений, а так же сходимости алгоритма к точному решению за конечное число итераций.

4. Способ выбора величины штрафного коэффициента в алгоритме решения линейной задачи оптимизации с одним общим ресурсным ограничением, несколькими блочными ограничениями и булевыми искомыми переменными. Этот способ позволяет регулировать точность и скорость сходимости алгоритма.

5. Алгоритм, представляющий собой модификацию метода ветвей и границ, приспособленный для решения нелинейной частично-целочисленной задачи специального вида.

Разработанные алгоритмы и их теоретическое обоснование определяют научную новизну диссертации.

Алгоритмы прошли апробацию на исходных данных, близких к промысловым условиям пластов Покурских отложений Ван-Еганского месторождения.

Практическая значимость диссертации обусловлена:

1. Постановкой и решением задач оценки технологической эффективности МВПЗС при наличии и отсутствии аномальных свойств пластовой нефти. Оценки технологической эффективности, которые эквивалентны величине прироста дебита за счет воздействия на призабойную зону скважин, служат исходной информацией для решения задач выбора наиболее целесообразных МВПЗС в заданных промысловых условиях.

2. Постановкой и решением задач выбора оптимальных МВПЗС по группе скважин при наличии и отсутствии взаимовлияния между скважинами, входящими в заданную группу.

В результате решения этих задач, кроме рационального распределения МВПЗС по скважинам, будут получены: оценки суммарного дебита всех скважин и затрат на внедрение МВПЗС;

- рациональные режимы эксплуатации скважин, то есть оптимальные значения дебита и депрессии по каждой скважине.

Таким образом, результаты решения задачи могут быть использованы в качестве исходной информации, необходимой для выбора способов эксплуатации и технического оснащения скважин.

Предложенные в настоящей работе алгоритмы идентификации параметров призабойных зон скважин, модели притока нефти к скважинам, учитывающие изменения этих параметров при воздействии на призабойную зону, алгоритмы оценки прироста дебита скважин при применении МВПЗС и алгоритмы распределения оптимальных МВПЗС для группы добывающих скважин позволяют осуществить автоматизированный выбор рациональных МВПЗС в несколько этапов. Такими этапами являются:

1) выделение перечня наиболее целесообразных методов воздействия для конкретной группы скважин с использованием таблиц применения МВПЗС;

2) определение значения прироста дебита каждой скважины в зависимости от рабочей депрессии для выделенного перечня методов с использованием программ оценки технологической эффективности («EFFECT», «ANOMALY 1», «ANOMALY2»);

3) решение задач распределения МВПЗС по скважинам с помощью программ «SELMET1», «SELMET2», «OPTMVPZS».

Программа «SELMET1» применяется, если в качестве критерия используется минимум отношения суммарных затрат на реализацию МВПЗС к суммарному приросту дебита всех скважин. Программа «SELMET2» применяется, если задано ограничение на суммарные затраты. Наконец, программа «OPTMVPZS» применяется при решении задачи выбора, когда необходимо учесть взаимовлияние скважин.

Разработанная программная реализация алгоритмов задач выбора МВПЗС может быть использована в качестве одного из элементов математического обеспечения СППР по управлению объектами добычи нефти [15, 34]. Применение алгоритмов для условий, типичных для российских залежей, будет способствовать выделению группы МВПЗС, внедрение которых на месторождениях России является наиболее целесообразным, что, в конечном итоге, позволит сконцентрировать ресурсы на внедрение именно таких МВПЗС.

Разработанные модели и методы были использованы при оценке возможностей добычи высоковязкой нефти из Покурских отложений Варьеганского мегавала Ван-Еганского месторождения, а так же при корректировке проектов доразработки первого блока Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения (см. приложение).

Таким образом, предлагаемые модели и методы дают основание считать, что решена основная задача, поставленная перед настоящей диссертационной работой.

142

Список используемых сокращений

АДС - метод обработки скважин с помощью аккумулятора давления;

ГГД - метод обработки скважин с помощью гидрогенератора давления;

ГПП - гидропескоструйная перфорация;

ГРП - гидроразрыв пласта;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

КВД - кривая восстановления давления;

КО - кислотная обработка;

МВПЗС - метод воздействия на призабойную зону скважины;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление ;

ПАВ - поверхностно активное вещество;

ПЗС -призабойная зона скважины;

СКО - солянокислотная обработка;

СППР - система поддержки принятия решений;

ТГХВ -термогазохимическое воздействие;

ТКО - термокислотная обработка;

УВВ - метод обработки скважин с помощью управляемого волнового воздействия;

1. Автоматизация проектирования АСУ с использованием пакетов прикладных программ. / Ю.М. Черкасов, Ю.Б. Гринштейн, В.И. Радашевич, В.И. Яловецкий. -М.: Энергоатомиздат, 1987, - 328 с.

2. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. -М.: Недра , 1971, 148 с.

3. Бертсекас Д. Условная оптимизация и методы множителей Лагранжа. -М.: Радио и связь, 1987, 400 с.

4. Бункин В.А., Колев Д.В., Курицкий Б.Я., Максименко А.Н., Сокуренко Ю.А., Стоян A.A. Справочник по оптимизационным задачам АСУ. -М.: Машиностроение, 1984, 284 с.

5. Вагнер Г. Основы исследования операций, т.2. М.: Мир, 1973, - 488 с.

6. Верес С.П., Ибрагимов Л.Х., Турчин И.В. Фильтрационные свойства Юрских продуктивных отложений и эффективность обработок призабой-ных зон скважин. // Нефтепромысловое дело, 1996, №5, с. 8-11.

7. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995, 496 с.

8. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУБК-а, 1997,352 с.

9. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981,- 116 с.

10. Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений М. Недра 1977г.-255 с.

11. Гусев C.B., Бриллиант Л.С., Ясин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Запдной Сибири. / В сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996, с. 291-303.

12. Девликамов В.В., Хабибулин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975, с. 90-104, 145-157.

13. Джавадян A.A., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождении Российской Федерации. / Нефтяное хозяйство, 1993, №10, с. 3-9.

14. Добыча тяжелых высоковязких нефтей . / И.М. Аметов, Ю.Н. Байдиков, Л.М. Рузин, Ю.А. Спиридонов. М.: Недра, 1985.- 205 с.

15. Ермолаев А.И. Модели и методы оптимизации проектирования АСУ. М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1991 г. 38 с.

16. Ермолаев А.И., Малиновская Г.Н. Модель распределения методов воздействия на призабойную зону по группе взаимодействующих добывающих скважин Нефть Татарстана 1999, №1-2 с. 28-30.

17. Ермолаев А.И., Малиновская Г.Н., Малиновский C.B. Модель выбора методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин с учетом их взаимовлияния. -М.: Наука и технология углеводородов. 2000, №1 с. 61-63.

18. Ермолаев А.И., Малиновская Г.Н., Попадько В.Е., Хавкин А .Я. Агрегированные модели вытеснения нефти из продуктивных пластов. -М.: Наука и технология углеводородов. 1998, №1, с. 42-48.

19. Ермольев Ю.М., Ляшко И.И., Михалевич B.C., Тюптя В.И. Математические методы исследования операций. Киев, Высшая школа, 1979,-312 с.

20. Жданов С.А., Малютина Г.С., Филиппов В.П. Адресный подбор технологий при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. / В сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996, - с. 175-182.

21. Зайцев Ю.В. Кроль B.C. Кислотная обработка песчаных коллекторов. -М.: Недра, 1972.- 176с.

22. Ибрагимов Л.Х. Анализ процессов ухудшения состояния призабойных зон пласта для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи нефти. -М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996, -50 с.

23. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти с применением генераторов затопленных турбулентных струй и адиабатных двухфазныхпотоков., Нефтепромысловое дело, 1996, №6, 8-12 с.

24. Ибрагимов JI.X. Теория и практика применения затопленных скоростных турбулентных и вскипающих адиабатных потоков для воздействия на призабойные зоны скважин. М.: ВНИИОНГ, 1997, - с. 112.

25. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Цыкин И.В. Увеличение продуктивности малодебитных скважин .-М.: Отпечатано в редакции журнала "Химия и бизнес", 01.10.1999г., тираж 1000 экз.,-137 с.

26. Исследования по дискретной оптимизации. М.: Наука, 1972,- с.446.

27. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: Недра, 1999 г.,-212 с.

28. Карпелевич Ф.И., Садовский JI.E. Элементы линейной алгебры и линейного программирования. М.: Наука, 1967, 312 с.

29. Корбут A.A., Финкелыптейн Ю.Ю. Дискретное программирование. М.: Наука, 1969, с.368.

30. Кроль B.C. Совершенствование техники кислотных обработок скважин (на примере промыслов Азербайджана) // Дис. канд. техн. наук. М.: 1974,- 160с.

31. Крупей С.А., Полихат З.С. Обработка призабойных зон скважин методом имплозии. // Нефтяное хозяйство. 1965, №2, с. 41-45.

32. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997, - 398 с.

33. Лихтенштейн В.Е. Модели дискретного программирования. М.: Наука, 1971,-240 с.

34. Лэсдон Л.С. Оптимизация больших систем. М.: Наука, 1975, - 432 с.

35. Малиновская Г.Н. Оценка технологической эффективности методов воздействия на призабойную зону скважин при наличии аномальных свойств пластовой нефти . Наука и технология углеводородов. 1999, №3, - с. 18-22.

36. Мамиконов А.Г., Цвиркун А.Д., Кульба В.В. Автоматизация проектирования АСУ. М.: Энергоиздат, 1981, 328 с.

37. Мееров М.В., Литвак Б.Л. Оптимизация систем многосвязного управления. М.: «Наука», 1972, - 154 с.

38. Мину М. Математическое программирование. М.: Наука, 1990, - 486с.

39. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку: Азнефтеиздат, 1959, 128 с.

40. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1991, - 294 с.

41. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Вишнепольский В.К., Ермолаев А.И. Выбор рационального способа эксплуатации группы добывающих скважин. //Нефтепромысловое дело, 1994, №6, с.2^3.

42. Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти. М.: Нефть и газ, 1996,-478 с.

43. Мухарский Э.Д. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов небольшими нефтегазодобывающими предприятиями. / В сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996, с. 236-242.

44. Никитина Л.А., Мартос В.Н. Новое в вопросах воздействия на ПЗС.// Обзор сер. "Добыча" М. 1971, - 156с.

45. Оптимизация режимов работы скважин. / Ю.А. Балакирев, В.П. Оноприенко, И.А. Стрешинский, Н.В. Комарницкий. М.: Недра, 1981,-221 с.

46. Особенности разработки месторождений неньютоновских нефтей. М.: ВНИИОЭНГ, 1971,- 116с.

47. Попов A.A. Выпадение парафина в пластовых условиях в газонефтяных залежах Нижне-Омринского нефтегазового месторождения // НТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: 1968, -№4, - с. 29-31.

48. Попов A.A. Инструкция по обработке скважин с применением гидрогенератора давления ГГД-89-350: РД 39-1-1040-84 / ВНИИ. 1984, 51 с.

49. Попов A.A. Разработка имплозионных методов воздействия на приза-бойную зону нефтяных скважин: Дис. канд. техн. наук М.: 1983, - 264 с.

50. Попов A.A. Эффект имплозии на Ухтинких промыслах. //Нефтяник. М.: 1969,№5,-с. 17.

51. Попов A.A., Андриасов P.C. Обработка призабойной зоны скважин усовершенствованным методом имплозии. // Нефтяное хозяйство. 1982, №2, с. 63-66.

52. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. / Под. ред. Ш.К. Гаматудинова. М.: Недра, 1988, 302 с.

53. Сайфеев Т.А., Коноваленко М.Ф., Филатов Ю.А. Выбор метода борьбы с гидратообразованием при газлифтной добыче нефти на месторождениях Западной Сибири. / Нефтепромысловое дело. — 1974, №5, с. 18-21.

54. Симкин Э.М. Шейнман А.Б. Электротепловая обработка ПЗС. М.: 1967, - 248с.

55. Симкин Э.М., Лопухов Г.П. Виброволновые и вибросейсмические методы воздействия на нефтяные пласты. М.: ВНИИОЭНГ, 1989, - 33 с.

56. Синюков Р.В. Методы оптимизации и их применение в задачах нефтяной и газовой промышленности. Часть 2. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977, - 92 с.

57. Смородинский Б.И. Автоматизированное управление технологическим комплексом нефтедобычи на основе моделей дискретной оптимизации. / Автореферат кандидатской диссертации. -М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1986,-23 с.

58. Степин Ю.П. Математические модели и алгоритмы нечеткой оптимизации планирования производственно-технического обслуживания объектов нефтяной и газовой промышленности. М.: ИПНГ РАН, ГАНГ им. И.М. Губкина, препринт №25, 1993, -39 с.

59. Степин Ю.П. Метод «ветвей и границ» для нечеткой оптимизации взадаче выбора вариантов проектов. / НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -М.:. ВНИИОЭГ, 1993, вып. 2, - с. 3-6.

60. Степин Ю.П. Модели оптимизации управления геофизическим производством предприятий газовой промышленности. / Обз. Информ. Сер. Экономика организация и управление производством в газовой промышленности. М.: ВНИИЭгазпром, 1991, - 40 с.

61. Степин Ю.П. Решение одного класса задач нечеткой дискретной оптимизации. / В сб. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. -М.: ВНИИЭгазпром, 1991, вып.8, - с.57-65.

62. Трахтенгерц Э.А. Компьютерная поддержка принятия решений. М.: Синтег, 1998,-376 с.

63. Уайлд Д.Дж. Методы поиска экстремума. М.: Наука, 1967, - 268 с.

64. Фихтенгольц Г.М. Основы математического анализа. М.: Наука, т.1, 1968,-440 с.

65. Халилов Г.А. Газовые методы интенсификации нефтедобычи. М.: Наука, 1997, - 191 с.

66. Халилов Г.А., Буркетбаев А.Б. Определение оптимальных соотношений добычи нефти по способам эксплуатации. / В сб. «Горное дело». Алма-Ата, 1972, - с. 38 - 44.

67. Хемминг Р. Численные методы. М.: Наука,. 1972, - 45с.

68. Чарный А.И. Определение некоторых параметров пластов при помощи кривых восстановления забойного давления. / Нефтяное хозяйство, 1955, №5, с.21-23.

69. Чарный И.А. Подземная газогидродинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963,- 396 с.

70. Шепелев И.Г. Математические методы и модели управления в строительстве. М.: Высшая школа, 1990, - 124 с.

71. Шепетов В.В., Таранин В.В. Анализ применения ГРП на Повховском месторождении. / В сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996, - с. 303-308.

72. Щелкачев В.Н. Состояние разработки отечественных нефтяных месторождений в сравнении с зарубежными. / В сб. Разработка нефтяныхи нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996, с. 32-48.

73. Юдин В.М. Основные этапы развития добычи нефти в бывшем СССР. / В сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996, с. 18-32.

74. Яреймийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов, Львовский Государственный Университет, 1982,- 184 с.

75. Anderson S.A. Exploring reservoirs with horizontal wells: the Maersk experience offshore // Offshore. 1991. - V. 51. - № 2. - P. 23.

76. Bennett C.O., Reynolds A.C., Raghavan R., Elbel J.E. Performance of finite-conductivity, vertically fractured wells in single-layer reservoirs // SPE Form. Eval. 1986. - №4. P. 399-412.

77. Economides M. J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. — Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. 1989. - 430 pp.

78. Elbel J.L. Consideration for optimum fracture geometry design // SPE Prod. Eng. 1988. - V.3. - № 3. - P. 323 - 327.

79. Overbey Jr. W.K., Yost II A.B., Wilkins D.A. Inducing miltiple hydraulic fractures from a horizontal wellbore // Paper 18249. 1988.

80. Raghavan R., Joshi S.D. Productivity of multiple drainholes or fractured horizontal wells // SPE Form. Eval. 1993. - V. 8. - № 1. - P. 11-16.

81. Suprunowicz R., Butler R.M. The effect jf vertical fractures upon the performance of horizontal wells when coning can occur // J. Canad. Petrol. Technol. -1996. -V. 35. № 5. - P. 45-54.

82. Нефть Ьэм газ чыгару идарэсе Нефгегазодобьшающее управление1. Азнакаевскнефть"423300, Татарстан Республикасы, 423300, Республика Татарстан,

83. Азнахай шэЬэре, Нефтъчелэр ур.22 |ввд£га| г. Азнакаево, ул. Нефтяников. 22тел. (85511) 2-42-71, факс (85511) 2-52-73

84. Адрес электронной почты Ешик КООТбАЯЛТШАККи г «»втоаююаяша»» ахб "Яаш креигг" галыммм, >.с<1.№010»нмоот»)ш ва тхш инн ю» *> оконх 11210. к* ™> окло мздцг. № М-Ю!^на № от'1. ОТЗЫВо программном комплексе

85. Программный комплекс включает:

86. Программу расчета технологической эффективности МВПЗС.

87. Программу выбора рациональных МВПЗС по группе скважин.

88. Программу расчета зависимости относительного прироста дебита скважин от степени воздействия на призабойную зону скважин.1. Начальник геологическогогоьI«ЕФгаТ^оозвзв--.№Ъ / У ,

89. НГЛУ «АзнакаевскнеЛтыЛ«'^:*»;^"/«' "Н.И.Хаминов1. СПРАВКАо внедрении результатов диссертационной работы Г.Н. Малиновской «АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ВЫБОРА МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН»