автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Оценивание гидродинамических параметров системы "пласт-скважина-насос" в режиме нормальной эксплуатации

На правах рукописи

ВЕДЕРНИКОВА ЮЛИЯ АЛЕКСАНДРОВНА

ОЦЕНИВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ «ПЛАСТ-СКВАЖИНА-НАСОС» В РЕЖИМЕ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Специальность 05.13.06 «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (нефтегазовая отрасль)»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2006

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» на кафедрах технической кибернетики и «Автоматизация и управление».

Официальные оппоненты - доктор физико-математических наук,

профессор, Губайдуллин Амир Анварович. - кандидат технических наук,

доцент, Козодоев Леонид Васильевич.

Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТО «СургутНИПИ нефть»).

Защита состоится _2006 г. в 15 часов 30 мин., на

заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией и содержанием опубликованных работ можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625027, ул. МельникаЙте,

Научный руководитель

кандидат технических наук, доцент Соловьев Илья Георгиевич.

72.

Автореферат разослан _

2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, професс™

С.И. Челомбитко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В условиях рынка все большее значение приобретают технологии локальной выработки сложно построенных участков залежи, основанные на поисково-адаптивных схемах планирования и управления разработкой месторождений. Базовым инструментом повышения эффективности управления выступают информационно-емкие технологии, связанные с построением и использованием компьютерных' постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ). Важность использования указанных инструментальных средств подтверждается регламентом Минэнерго РФ, принятым в 2000 г. к обязательному исполнению.

Создание и сопровождение ПДГТМ - сложная системно-теоретическая задача, однако использование её оказывается не достаточно эффективным для целей управления локальными участками. Вид предлагаемых решений не обладает нужной степенью детальности описания текущих процессов выработки, при которых они могут быть использованы в технологиях управления локальными участками.

Повышение разрешающей способности методов эксплуатации на основе более детального описания с необходимостью влечет создание комплексных моделей «локальный участок пласта — скважина — погружное оборудование». Проблемы восстановления гидродинамических параметров таких моделей частично разрешаются современными технологиями исследования скважин. Однако использование классических методов исследования встречает ряд трудностей:

• многие исследователи отмечают, что чистое исследование скважин на приток почти никогда не удается воспроизвести в условиях изменяющейся работы близлежащих скважин, кроме того, гидродинамика объединенной системы «пласт — скважина — насос» сложнее, чем используемые модели притоков к призабойной зоне. Этим обуславливается пониженная точность оценивания параметров системы.

• исследование на скважинах — всегда активно организованный эксперимент, связанный с выводом их из эксплуатации. А всякие попытки проведения гидропрослушивания (исследования межскважинных гидропроводностей) влекут длительный вывод скважин из добычи, что в условиях непрерывного сопровождения ПДГТМ экономически затратно и, по сути, не применимо на практике.

Альтернативой выступают автономные технологии реального времени, основанные на непрерывной регистрации и обработке технологической информации, снимаемой с кустов скважин. Следует заметить, что в условиях современного уровня автоматизации нефтедобывающих предприятий использование таких технологий становится объективной реальностью, и именно на них и следует ориентироваться.

Однако реализация интеллектных систем непрерывного слежения за комплексными моделями «пласт — скважина — насос» требует построения новых математических схем описания процессов, по отношению к которым

удается создавать алгоритмы непрерывной идентификации параметров на основе первичной технологической информации.

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

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

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

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

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

Научная новнзна

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

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

На защиту выносятся:

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

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

• Алгоритмы и автоматизированная технология непрерывного оценивания фильтрационно-емкостных параметров межскважинных зон коллектора

с контролем информативности данных измерений в условиях нормальной эксплуатации скважин участка.

Практическая значимость работы

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

пдгтм.

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

Апробация работы

Основные положения работы изложены в 12 публикациях.

Результаты работы докладывались на всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» в г.Альметьевске в 2001 г., на научно-технической конференции «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» в г. Тюмени в 2002 г., на областной научно- практической конференции «Электроэнергетика и применение передовых современных технология в нефтегазовой промышленности» в г. Тюмени в 2003 г., на международной научно-технической конференции в г. Тюмени в 2003 г., на XI-ой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современная техника и технология» в г. Томске в 2005 г., на II международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» в г. Тюмени в 2006 г.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения. Содержит 126 страниц текста, 29 рисунков, 10 таблиц, 1 приложение. Библиографический список включает 109 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность, сформулированы цель и задачи исследований, определена научная новизна и практическая значимость результатов данной работы, приведено краткое содержание работы по разделам.

В первом разделе определены основные направления совершенствования методов принятия решений при управлении процессами разработки месторождений с применением адаптивных и интеллектных систем, в основе которых лежат геологические и гидродинамические модели продуктивных пластов.

Основы научных подходов к разработке нефтяных месторождений с учетом экономических показателей заложены школой А.П. Крылова. Большой вклад в создание и развитие фильтрационных моделей пластов внесли H.A. Чарный и В.Н. Щелкачев. В 70-е годы прошлого столетия задачи разработки

нефтяных месторождений начали ставиться как задачи оптимального управления и значительные результаты в этом направлении получены школой

B.М Меерова и Я.М Берщанского. В работах Н.С.Мясникова и В.Д. Чугунова для решения этих задач использовались методы линейного программирования. Подходы к управлению процессом разработки с использованием методов заводнения освещены в работах Е.Ю. Батурина, Ю.ГТ. Борисова, А.П. Тел ко в а. Вопросы управления скважинными системами рассматривались в работах А.А.Богданова, П.ДЛяпкова, И.Т.Мищенко и других авторов. Современные взгляды на решение задач регулирования нефтедобычи основываются на использовании информационных технологий и кибернетических методов моделирования, о чем свидетельствуют работы А.Х. Мирзаджанзаде, С.Н.Закирова.

Одним из основных инструментов для обоснованного принятия решений при разработке нефтяных месторождений является математическое моделирование процессов. Использование различного рода моделей невозможно без изучения свойств пласта. В связи с этим в данной главе приводится обзор методов геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов, являющихся источником информации о пласте, как объекте моделирования.

Анализ работ В.И. Грайфера, Р.Д. Каневской, В.А. Байкова, посвященных методам разработки нефтяных месторождений, позволил отметить следующие тенденции в применении промысловых исследований:

- сокращение объемов промысловых экспериментов в последние годы;

- растущая неудовлетворенность дорогостоящими исследованиями, результаты которых зачастую оказываются неустойчивыми относительно ошибок замеров, неоднозначными и потому во многом субъективными, зависящими от квалификации интерпретатора;

- рост понимания того, что чисто технически невозможно охватить исследованиями достаточно представительное число скважин.

Решением проблем, связанных с дефицитом промысловых исследований, может стать использование моделей пластовых систем, параметры которых могут быть восстановлены по данным нормальной эксплуатации скважин.

В работах В.И. Грайфера, Ю.К.Ш аф ранни ка, А.А.Боксермана и

C.Н.Закирова современные принципы и подходы к решению задач управления разработкой месторождений связываются, в первую очередь, с процессами информатизации и интеллектуализации технологии нефтедобычи.

Процесс информатизации, предусматривающий внедрение на предприятиях и в компаниях нефтяной отрасли многоуровневых информационных систем, приводит к соответствующим изменениям в структуре алгоритмов управления. Совершенствования методов управления на основе актуализации моделей локальных участков месторождений, использования идеологии сопровождения моделей по данным нормальной эксплуатации и создания информационно-емких - интеллектных алгоритмов обработки информации определили цель и задачи исследований диссертации.

Во втором разделе рассматривается метод описания гидродинамических процессов в скважине с УЭЦН. В основе описания лежит функциональная схема, представленная на рисунке 1а, и соответствующие ей линеаризованные модели распределения давления по вертикали вдоль ствола скважины (рисунки 16 - для работающей скважины, 1в - для остановленной фонтанирующей).

давлений по вертикали в скважине, оборудованной УЭЦН. Ру - давление на устье скважины; Рь - давление в нефтесборном коллекторе; Рт -давление в затрубном пространстве; Рс - давление на приемной сетке центробежного насоса; Рвх - давление на приеме насоса; Рвых - давление на выкиде насоса; Р2 -давление в забое; Рп - давление в прискважинной зоне; Рпл- среднепластовое давление; Н2 - глубина забоя скважины; Ни — глубина подвески насоса; кс — статический уровень в остановленной скважине; Ьд - динамический уровень; д —дебит скважины; ц2 — приток снизу насоса; — приток к насосу сверху; — расход жидкости, доливаемой через устье скважины; гш, гс> г„, ги — гидравлическое сопротивление соответственно устьевого штуцера» приемной сетки насоса, парафинового штуцера,

остановленного насоса.

На основе законов сохранения получена модель, описывающая вариацию динамического уровня жидкости в скважине (равно забойного давления Р2 (/) = Рт + уг (Нг - IIн ) + уу (IIн — кд (О) ) в переходные режимы при пусках и остановах:

ш

+ 4(0-<7*(О; (1) + -УуУ^И +Л. -^Г = и(о*<-а-?(о2+^•4(o+<o-

где 50 - площадь кольцевого сечения между обсадной колонной и НКТ; уу, Уг> УI ' удельный вес жидкости соответственно в верхней части затрубного пространства, в забое и на устье; 1У2 - параметр гидропроводности забоя скважины; ~ суммарное гидросопротивление; а,Ь,с —

коэффициенты аппроксимированной насосной характеристики; и(/)=ф, 1}, ц(0 = 1 Для работающей скважины, м(/) = 0 - для остановленной. Остальные переменные состояния и параметры модели (1) поясняются в подрисуночной подписи рисунка 1.

Статическая модель подъемника объединяет линеаризованные характеристики штуцеров, к которым приводятся действия осложняющих факторов эксплуатации (забивка приемной сетки насоса (гс>0), отложения солей и парафинов в НКТ (гв>0)), а также нелинейную напорную характеристику насоса с параметрами а, Ь, с, скорректированную с учетом реалогических свойств перекачиваемой жидкости и скольжения двигателя.

В предположении слабого проявления газового фактора (газлифтного эффекта) модель (I) отражает динамику давления на различных участках ствола скважины и связывает пластовые характеристики (Рп), параметры перекачиваемой газожидкостной смеси (у2уУпУу )> гидравлические параметры (д(1'ХР1(О) и конструктивные характеристики скважины (//2,50).

Для создания объединенной расчетной схемы «пласт-скважина-насос» система (I) дополняется уравнениями, описывающими гидродинамику призабойной зоны и прилегающей к скважине зоны нефтеносного коллектора. Для этого вводится определение локального участка, объединяющего группу скважин по схеме: центральная и ближайшие периферийные и соответствующая ей зонально-площадная схема участка, как, например, на рисунке 2.

Следуя линейному закону фильтрации, гидродинамическая модель центральной зоны участка записывается системой уравнений:

; 4(0 - га(Рт(О - ^,(0)" яЛО + дю(О,

(О = ^ <^(0 - ^7,(0)+ Щ <р( (О - Рш (О),

МРЛо = Щ(РлЛО - 22^(^(0-^(0),

где Рп — коэффициент упругости пласта.

Рисунок 2. Зонально-площадная структура участка с рядной схемой заводнения.

1,2,5- нагнетательные скважины; 3,4,6,7 -эксплуатационные.

О, 1,...,7 — номера зон (скважин); Р— давление в забое /-той скважины; Рк -давление в призабойной зоне пласта (ПЗП) /-той скважины; Р( - давление в буферной зоне сопряжения /-той скважины; ^ — объемный расход ГЖС /-той скважины (в пластовых условиях); V, - емкость буферной зоны сопряжения /-той скважины; Уп, - емкость призабойной зоны /-той скважины; - гидропроводность зонального перехода «забой-ПЗП» 1-той скважины; - гидропроводность перехода «ПЗП-буфер» /-той скважины; —

гидропроводность межбуферного перехода.

Вычислительный анализ процессов, порождаемых системой (2), позволил выявить основное свойство динамики объединенной системы «пласт-призабойная зона-скважина-насос», связанное с разделимостью переходных процессов на «быстрые» — в скважине с насосом и призабойной зоне — и «медленные» — связанные с гидродинамикой межскважинных влияний. Указанное обстоятельство позволяет количественно оценить и корректно поставить задачу оценки гидродинамических характеристик скважинной системы и пласта в раздельном времени и сформулировать, тем самым, требования к режиму измерений, обеспечивающих надежный уровень информативности для решения задач идентификации в условиях нормальной эксплуатации.

В третьем разделе разрабатывается алгоритм идентификации гидродинамической модели, полученной путем осреднения параметров локального участка по площадной схеме.

Процедура идентификации модели в данном случае подразумевает определение параметров подъемника* включая насосную характеристику, значений гидропроводности для различных зон участка («забой-призабойная зона скважины», «призабойная зона-буферная зона», межбуферных переходов с зонами соседних скважин), а также значений краевых среднезональных давлений окаймляющих участков.

В качестве исходной информации для процедуры идентификации предлагается использовать значения замеров дебитов и забойных давлений (динамических уровней) скважин.

Разнотемповость процессов в скважине и в пласте определила особенности организации алгоритма идентификации. Предполагается раздельное оценивание параметров быстрых и медленных движений.

Подходы к оцениванию параметров модели «быстрых» движений многовариантны в зависимости от наличия результатов эксперимента и могут производиться либо по синхронным измерениям динамического уровня и дебита скважины (/ =< >), либо по измерениям только динамического уровня (/=< Ад >).

Вариант оценивания параметров модели лишь по измерениям динамического уровня , предполагает кусочно-линейную аппроксимацию напорной характеристики насоса АЬН = [а0]-\ccy\q и решается методом наименьших квадратов после приведения системы уравнений к регрессионному виду: ^ = сгу, где у—Рг\ с = Ия|(,] КЛ ¿п К, [Ьпн $ -приведенный вектор неизвестных параметров с интервальными значениями коэффициентов характеристики насоса; V = Р2, -Р2, измеряемый (формируемый) вектор регрессоров.

Для удобства сопоставления результатов идентификации гидродинамических параметров межскважинных зон, полученных по разрабатываемой методике, с результатами анализа гидропрослушивания участка пласта БСю° Спорышевского месторождения построение алгоритма (без потери общности) осуществлялось для зонально-площадной структуры, представленной на рисунке 2, где выделен фрагмент коллектора с центральным рядом нагнетательных скважин и периферийными эксплуатационными.

В условиях пренебрежения «быстрыми» процессами в призабойной зоне гидродинамика центральной зоны участка плоского горизонтального пласта описывается уравнением вида:

(3)

Надежность параметрического оценивания Рп^и '>_/ е

определяется, прежде всего, двумя факторами:

1) точностью измерений (вычислений по модели быстрых движений) переменных состояния системы

(Р,П <7,<а /еУ),

2) уровнем информативности выборки, приуроченной к идентифицируемой зоне <?,(/*} Р} (/* > 3 е ЛГ% е 3(0),

здесь 3 - номера всех зон обследуемого участка, 3(0 - период наблюдений (измерений) за /-той зоной.

Регрессионная модель для периферийных зон (/ = 2,7) исследуемого участка согласно рисунка 4 может быть представлена в виде: yi (А) = afzl (&), где уХ^) ~ ^ - среднезональное давление, формируемое по результату идентификации модели «быстрых» процессов; а, - вектор неизвестных параметров, например, для 1=2:

a2=[a2k(P2k-SP2¡¡') a2l a23 a2J T2Í с a2j = и Тг = ;

tV2Z tV2Z

z, (A) - вектор регрессионных переменных (z2(¿)= |l P7 -P2f).

Для повышения надежности процедуры МНК-оценивания алгоритм идентификации в условиях слабой информативности выборки данных дооснащался регуляризаторами аш, / = 1,7» восстановленными по однородной симметричной структуре локального участка (рисунок 4). Регуляризованный критерий МНК имеет вид:

Ja=a-(ai-aia f ■ diagF • (а, - в|в )+ ±. £<y¿k)--а,}, (4)

N i

согласно которому алгоритм идентификации записывается следующим образом:

(а • diagF, + F^ at =b< + а ■ diagF, • аш, (5)

1 " 1 " г

где yt = Pt -5Pt , bt = — ^ = (А), от- параметр

/V i N i

регуляризации, <5/^ - гидростатическая поправка замеров.

Результаты оценивания периферийных зон по данным гидропрослушивания пласта БСю° сведены в таблицу 1.

Для идентификации модели центральной зоны вводилось дополнительное условие на суммарную норму идентифицируемых параметров а]а = 1.

Критерий МНК и алгоритм оценивания по аналогии с (4), (5) записываются

bbweJaX=a-(a-aJ-diagF •(a-aa)+±-jr<y(k)'-aT-2(к)У

N i

{a-diagF + F~)a = b + a ■ diagF • аа - Ля,

i _ af (от - diagF + F)~*0 + a • diagF • ад ) -1

Я--— з] .

а, (а ■ diagF + F) а,

Значения идентифицированных параметров центральной зоны приведены в таблице 2.

Таблица 1, Значения идентифицированных параметров для переферийных зон

Оценки параметров при значении 0=0,0002

Рг Рз Р4 Ps Pe P7

аь2 0.4347 0.2396 щ* 0.0055 akS 0.4463 Qkf, 0,9126 7 0.6292

ац 0.0576 ац 0.152 а 4! 0.1218 asi 0.0456 a AI 0.0338 a?i 0.0154

а2з 0.03174 Оц 0.5835 Ш} 0.9339 as* 0.3479 a¿s 0.1156 a?2 0.3612

Я? 7 0.1719 Т3 0.1142 ТА 0.0743 05« 0.1179 T« 0.0559 Ъ 0.0045

т2 0.0628 Ts 0.054

Таблица 2. Значения идентифицированных параметров для центральной зоны

Оценки параметров при значении (1=0,002

ац a¡3 аы ац a¡6 a¡7 Рсяоб l/W¡ T,

2.8601 0.0854 0.3307 3.4084 8.2835 14.786 0.5384 0.6226 6.658

Сравнение полученных значений межзональных проницаемостей с результатами расчетов, выполненных по методу максимума, для рассматриваемого участка свидетельствует о порядковой сопоставимости данных (таблица 3).

Таблица 3. Сравнения значений проницаемостей

Номера зон Проницаемость межскважинных зон, м^

Расчетные по предлагаемой методике Полученные по методу максимума

1-2 2.5Е-14 2.8Е-14

1-3 1.97Е-14 1.98Е-14

1-4 1.38Е-14 1.5Е-14

1-5 2.28Е-14 2.29Е-14

1-6 5.39Е-14 нет данных

1-7 2.58Е-14 1.83Е-14

В отличие от стандартного анализа (метод типовой кривой, метод максимума, аналитический метод) топологически-зональная структуризация позволяет дополнительно оценивать межскважинные гидропроводности для периферийных зон (таблица 4), а также значения краевых условий окаймляющих зон.

Таблица 4. Значения гидропроводностей между периферийными зонами

V/« W27

0.2802 0.3037 0.0626 0.1511

Следует заметить, что предложенная технология оценивания не ориентирована на стандартные условия методов гидропрослушивания, которые предполагают длительную остановку периферийных скважин. Временной интервал по сбору необходимой информации в режиме нормальной эксплуатации, по сути, сокращается в 3 раза, причем надежность оценивания повышается, если интервал наблюдения фиксирует возмущение нескольких скважин.

По полученным параметрическим оценкам были смоделированы процессы изменения давления в зонах участка. Результаты сравнения экспериментальных данных и полученных при моделировании представлены на рисунках 3 и 4 и свидетельствуют о высоком уровне сходимости моделируемых и наблюдаемых процессов (таблица 5).

Таблица 5. Значения среднеквадратического отклонения для давлений в зонах участка. ______

Р. Р2 Р3 Р4 Р5 Рб Р7

0,030649 0,001432 0,003486 0,008092 0,002246 0,003667 0,004082

з 19

17--* чшч««*«**

* * * ** Ч'Ч. _ ц . _ - -цк- Л- *.. - 1

Г - , ^ Ч - ^

300

500

700 900 ^ммц ч

1100

1300

-р1

Р2

-РЗ

Р4 •

-РЭ

- Р7

Рисунок 3. Экспериментальные графики изменения давлений в скважинах.

5 19! и и :

15

300

500

700 900 Вр«мя, ч

1100

1300

Р2 ■

• рз - р4 •

- Р5 •

-Рв—)— РТ

Рисунок 4. Графики изменения давлений в

скважинах, полученные в результате моделирования по идентифицированным значениям параметров.

В четвертом разделе рассмотрены вопросы информационного обеспечения технологии параметрического оценивания системы «локальный участок -призабойная зона - скважина - насос».

Описанные модели и разработанная технология их идентификации входят в подмножество задач сопровождения ПДГТМ. По сему данную технологию предполагается реализовать в виде программного модуля объединенного пакета по сопровождению ПДГТМ на верхнем уровне иерархии АСУ П нефтедобывающего предприятия.

Перечень технологической информации, необходимой для реализации указанной технологии, приведена в таблице 6, где выделяются данные режимных параметров, собираемых со скважин средствами локальной автоматики, которыми оснащаются кусты скважин (давления и расходные характеристики), конструктивно-технологическая информация,

накапливаемая в базах данных АСУ П, а также данные, контролируемые периодически путем отбора проб и проведения лабораторных анализов.

Особенности реализации технологии оценивания гидродинамических параметров локальных участков заключается в синхронизации данных измерений для групп скважин участка при решении вопросов межзонального оценивания.

Режим нормальной эксплуатации предполагает использование накопленных данных в условиях нерегулярных возмущений скважин, обусловленных внешними технологическими причинами. В отличие от длительных режимных возмущений (рисунок 5), необходимых для идентификации межзональных параметров, кратковременные возмущения и связанный с ними регламент частых измерений позволяет регулярно обновлять данные по параметрам скважинных систем.

Таблица 6. Перечень технологической информации для реализации процедуры идентификации__■■

№ Параметр Обозначение

Давления

1. Забойное давление / Динамический уровень > Рг/Ы

2. Давление на устье скважины Р„

3. Давление в нефтесборном коллекторе Рь

4. Давление в затрубном пространстве Рт

Расходные характеристики

5. Дебит (для эксплуатационных скважин) Я

6. Расход воды (для нагнетательных скважин)

Конструктивные характеристики скважин

7. Глубина забоя по вертикали Иг

8. Глубина подвески насоса по вертикали и„

9. Диаметр НКТ

10. Диаметр обсадной колонны ¿ок

11. Характеристика центробежного насоса

Дополнительная информация

12. Удельный вес добываемой ГЖС Л

13. Вязкость ГЖС V

14. Коэффициент продуктивности А-/* р

15. Геометрические размеры зон участка

.'. Принятие

решения о^у^ . возможности . . идентификации V

Иденти ф нкация

Идентификация;: • но быстрой . ч' динамике 'СИ-

■' Идентификация по медленной -динамике -

Модель зоны продуктивного пласта

Р{1Л * ^04 * ^03'* ^Н* ^02

ч-\ \ \ V

Модель скважинной системы

Рисунок 5. Технология

оценивания гидродинамических

параметров локальных участков.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

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

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

- частых синхронных измерений пар значений динамического уровня и дебита;

- асинхронных измерений динамического уровня и дебита;

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

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

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

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Ведерникова Ю.А. Вопросы моделирования взаимного влияния скважин/ Ю.А.Ведерникова, Н.Г.Соловьев // Вестник кибернетики,— Тюмень: ИПОС СО РАН, 2004,вып. 3. — С, 156-161.

2. Ведерникова Ю.А. Моделирование взаимного влияния скважин для участка нефтяного месторождения/ Ю.А.Ведерникова, И.Г.Соловьев // Вестник кибернетики,-Тюмень: ИПОС СО РАН, 2003, вып.2. - СЛ48-156,

3. Ведерникова Ю.А. Разработка и использование гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов/ Ю.А.Ведерникова, И.Г.Соловьев // Вестник кибернетики.-Тюмень: ИПОС СО РАН, 2002, вып. 1.-С.85-91.

4. Ведерникова Ю.А. Оценивание локальных гидродинамических характеристик нефтяных коллекторов/ Ю.А.Ведерникова, И.Г.Соловьев //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2005. — №5. - С.16-20.

5. Ведерникова Ю.А. Методы оценки гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных УЭЦН./ Ю.А.Ведерникова, В. А. Завод о век и й//

Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Матер, всерос. научно-техн. конф. — Альметьевск: АНИ, 2001. - С. 64.

6. Ведерникова Ю.А. Диагностика скважинных систем с УЭЦН при помоши гидростатических моделей./ Ю.А.Ведерникова, И.Г.Соловьев // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки. Матер, научно-техн. конф.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - С. 208.

7. Ведерникова Ю.А. Диагностика скважинных систем с УЭЦН на основе гидродинамической модели./ Ю.А.Ведерникова, И.Г.Соловьев // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе. Матер, всероссийской научно-техн. конф. - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2001. - С. 86.

8. Ведерникова Ю.А. Анализ эффективности работы системы «скважина-УЭЦН» при применении регулируемого привода на основе частотного преобразователя./ Ю.А.Ведерникова, A.B. Мамченков// Электроэнергетика и применение передовых современных технология в нефтегазовой промышленности. Матер, областной научно-практ. конф, — Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.-С. 13.

9. Ведерникова Ю.А. Учет взаимного влияния скважин в задачах эксплуатации участков нефтяных месторождений.// Нефть и газ Западной Сибири: Матер, междунар. научно-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.-Т2. - С. 90.

10. Ведерникова Ю.А. Методы идентификации гидродинамических параметров локальных участков нефтяных коллекторов в режиме нормальной эксплуатации.// Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании. Матер. И междунар. научно-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2006.-С. 27-29.

11. Ведерникова Ю.А. Создание и применение гидродинамических моделей для исследования скважин и пластов в режиме нормальной эксплуатации./ Ю.А.Ведерникова, И.Г.Соловьев// Нефть и газ Западной Сибири. Матер, междунар. научно-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005, - Т2. — С. 159.

12. Vedemikova Yu.A. Interference Simulation of oil_extracting wells./ Yu.A.Vedernikova, V.V.Ogorodnikov// Proceedings of the 11Л International Scientific and Practica! Conference of Students, Post-graduates and Young Scientists "Modern Techniques and Technologies" (МТГ 2005), Tomsk, Tomsk Polytechnic University, 2005. - P. 159-160.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательной учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул, Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

Соискатель:

Ю.А. Ведерникова

Заказ

Формат 60x84 1/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Подписано к печати

¡3, у/ се

Бум. писч. №1_ Уч. изд. л. J Ус. печ. л. У, J Тираж 100 экз.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ПОСТРОЕНИЮ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Типовые задачи исследования скважин и пластов и их назначение.

1.2 Постоянно действующие геолого-техно логические модели нефтяных и газонефтяных месторождений.

1.3 Современные задачи и подходы к информатизации и интеллектуализации технологии нефтедобычи.

2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЛОКАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ ПЛАСТОВО-СКВАЖИННЫХ СИСТЕМ.

2.1 гидродинамические уравнения пластовых систем.

2.1.1 Закон Дарсы.

2.1.2 Формула Дюпюы.

2.1.3 Уравнения упругого режима.

2.2 Построение гидродинамической модели скважинной системы

2.2.1 Модель, учитывающая различные режимы работы скважины.

2.2.2 Модель насоса.

2.2.3 Объединенная модель скважинной системы.

2.3 Структуризация полей давления при построении моделей в осредненных переменных.

2.4 Построение гидродинамической модели для площадной схемы зонального осреднения.

2.5 Построение гидродинамической модели для лучевой схемы зонального осреднения.

2.6 Описание программного модуля для проведения вычислительных экспериментов.

2.7 Результаты вычислительного анализа.

2.8 Выводы по разделу.

3. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

3.1 Задача идентификации параметров гидродинамической модели

3.2 Использование метода наименьших квадратов для идентификации гидродинамической модели.

3.3 Алгоритм идентификации быстрой динамики.

3.3.1 Идентификация модели быстрой динамики по измерениям забойного давления и дебита скважины.

3.3.2 Частные случаи идентификации быстрой динамики.

3.3.3 Идентификация статической модели.

3.3.4 Идентификация модели насоса.

3.3.5 Режимы испытаний скважинных систем для уточнения статической характеристики.

3.3.6 Идентификация модели быстрой динамики по измерениям забойного давления.

3.4 Использование гидродинамической модели для идентификации межскважинных зон.

3.4.1 Информативность выборки и надежность оценивания параметров модели.

3.4.2 Использование моделей окаймляющих зон.

3.4.3 Идентификация при помощи «укороченных» моделей.

3.5 Анализ результатов исследовательских работ по гидропрослушиванию межскважинного пространства на участке спорышевского месторождения, пласт БСю°.

3.5.1 Анализ исходных данных.

3.5.2 Идентификация по быстрой динамике.

3.5.3 Анализ результатов идентификации по медленной динамике

3.5.4 Сравнительный анализ результатов идентификации по разработанной методике с результатами традиционных методик.

3.6 выв оды по разделу.

4. ВОПРОСЫ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОЦЕДУРЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ.

4.1 Организация информационной инфраструктуры современных нефтедобывающих предприятий.

4.2 Место гидродинамических моделей скважинных систем в составе ПДГТМ.

4.3 Формирование информационных выборок для процедуры идентификации.

4.4 Особенности регламента контроля технологических параметров для процедуры идентификации.

4.5 Выводы по разделу.

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

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

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

2. Определять оптимальную стратегию доразведки и доработки месторождения.

3. Рассчитывать технологические показатели при существующем состоянии разработки.

4. Планировать и анализировать эффективность технических мероприятий.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Научная новизна

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

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

На защиту выносятся:

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

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

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

Практическая значимость работы

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

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

Апробация работы

Основные положения работы изложены в 12 публикациях.

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

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

4.5 Выводы по разделу

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

- частых синхронных измерений пар значений динамического уровня и дебита;

- асинхронных измерений динамического уровня и дебита;

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

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

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

1. Абрамов Г.С., Барычев A.B. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2002, 460 с.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006.-172 с.

3. Актуальные проблемы автоматизации на предприятиях нефтегазовой отрасли. Григорьев Л.И., Власов С. А.// Автоматизация в промышленности.- 2005.-№6.- с. 44-47.

4. Алгоритмы аналитического управления производственными процессами. Мусаев A.A.// Автоматизация в промышленности, №1, 2004 с. 18-25.

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

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

7. Байков В.А., Гладков A.B., Краснов В.А., Сысоев С.Е., Хабибуллин P.A. Математическое моделирование движения флюидов в сложнопостроенном нефтяном пласте. Труды школы-семинара «Физика нефтяного пласта», 2002.

8. Баскаев К. Новые технологии для старых местороджений. Опыт ОАО «Татнефть» в сфере внедрения информационных систем. «Нефть России», №9, 2003.

9. Боксерман A.A. Востребованность современных методов нефтеотдачи обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране.// Нефтяное хозяйство, №10,2004, с. 34-38.

10. Батурин Ю.Е., Майер В.П., Телишев А.Г., Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. М.:, ВНИИОЭНГ, 1983. 59с.

11. Бахвалов Н.С., Панасенко Г.П. Осреднение процессов в периодических средах. -М.: Наука, 1983, 448 с.

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

13. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: «Недра», 1984, 269 с.

14. Валиев Н.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. -Уфа: Башк. кн. изд-во, 1992, 150 е.

15. Васильев С.Н. От классических задач регулирования к интеллектному управлению // Изв. РАНТиСУ, 2001, №1, с. 5-22, №2, с. 5-21.

16. Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов: Справочник рабочего. М.: Недра, 1989. -271 с.

17. Ведерникова Ю.А., Заводовский В.А. Методы оценки гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных УЭЦН.// Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Тезисы докладов всероссийской конференции-Альметьевск: АНИ, 2001.

18. Ведерникова Ю.А., Соловьев И.Г. Вопросы моделирования взаимного влияния скважин // Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, Вестник кибернетики, вып. 3, с. 156-161.

19. Ведерникова Ю.А., Соловьев И.Г. Моделирование взаимного влияния скважин для участка нефтяного месторождения // Вестник кибернетики. Выпуск 2. Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2002. с. 148155.

20. Ведерникова Ю.А., Соловьев И.Г. Оценивание локальных гидродинамических характеристик нефтяных коллекторов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2005,-№5. с. 16-20.

21. Ведерникова Ю.А., Соловьев И.Г. Разработка и использование гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов // Вестник кибернетики. Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, вып. 1, 2002. с.85-91.

22. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения. Щелкачев В.Н.//Нефтяное хозяйство, №6, 1974, с. 26-30.

23. Влияние обводненности на работу скважин. Локтев A.B., Салянов В.Л., Болгов И.Д.// Нефтепромысловое дело, №3, 1992, с. 1-5.

24. Генри Б. Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. Пер. с англ. М.: Недра, 1979. 303 с.

25. Гроп Д. Методы идентификации систем. М.: «МИР», 1979.

26. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты вытеснения жидкости в пористой среде. М.: Недра, 1980, 264 с.

27. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных

28. УЭЦН. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н. и др.// Нефтяное хозяйство, №2, 2002. с. 62-64.

29. Динамика геолого технических комплексов в нефтегазодобыче.-М.:Наука, 1993. 272с.

30. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1986. - 302 с.

31. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа// Институт проблем нефти и газа. 2004. - 520 с.

32. Информационная нефтепромысловая система нефтегазодобывающей компании. Коровин С.Я., Артамонов P.A., Назаров В.Ю.// Нефтяное хозяйство, №8, 2002, с. 113-118.

33. Информационные системы для решения задач нефтегазовой отрасли. Оразбаев В.В., Сериков Ф.Т.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», №7, 2001, с. 15-17.

34. Использование моделирования для повышения стабильности работы скважин. Пчелинцев Ю.В., Картежников Е.А., Маврин A.M.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», №2, 2005, с. 31-35.

35. К расчету притока жидкости к скважинам, работающим в условиях локального разгазирования. Хасанов М.М., Мукминов И.Р., Бачин С.И.// Нефтепромысловое дело, №8-9, 2002, с.2-9.

36. Каневская Р. Рациональный выбор. О комплексном подходе к проектированию разработки месторождений с применением гидравлического разрыва пласта. "Нефтегазовая Вертикаль" №13, 2001.

37. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. 140с.

38. Конопелько В.К., Михайлов А.П. Соловьев И.Г. Алгоритм и программа моделирования системы периодической эксплуатации скважины с

39. УЭЦН. Тюмень: Межвузовский сборник научных трудов, 1987.

40. Концепция ОАО «ТНК» в области создания и эксплуатации постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных месторождений. Джафаров И.С., Пьянков В.Н.// Нефтяное хозяйство.-2002.~№6.-с.23-26.

41. Крылов А.П. Вступительное слово. //Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. /Материалы выездной сессии научного совета по проблемам разработки нефт. мест. АН СССР и ЦК по разраб. нефт. мест. Миннефтепрома. М.: Наука, 1976. 243 с (с.3-6).

42. Лавров П.В., Налимов Г.П., Гаусс П.О. Концепция комплексной автоматизации промысловых гидродинамических исследований нефтяных скважин и опыт её внедрения в ОАО «Томскнефть».// Нефтяное хозяйство, №6, 2002, с. 136-137.

43. Люстрицкий В.М., Гончаров H.A., Шишков С.А. Работа системы «скважина-пласт» на неустановившихся режимах. Геология, геофизика, бурение и разработка нефтяных и газовых месторождений. Межвуз. сб. науч. тр. Самара; СамГТУ, 1997.

44. Максимов Н.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976, 264с.

45. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти.- М.: Гостоптехиздат, 1953. 606 с.

46. Математическое моделирование движения флюидов в сложно построенном нефтяном пласте. Байков В.А., Гладков A.B., Краснов В.А., Сысоев С.Е., Хабибуллин P.A. Труды школы семинара «Физика нефтяного пласта» -2002.- с.26-31.

47. Математическое моделирование полей давлений в нефтяных резервуарах с произвольными системами скважин различных профилей. Костюченко C.B.//Нефтяное хозяйство.-2000.-№10.-с.70-77.

48. Мееров В.М., Литвак Б.Л., Валиханов A.B., Булгаков Р.Т., Берщанский

49. Методика расчета забойного давления и потенциального дебита скважин. Уфа: Уф. ООО «ЮганскНИПИнефть», 2001. 73с.

50. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н., Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравномерность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 368 с.

51. Мищенко И.Т. Расчеты в нефтедобыче. М.: Недра, 1989.

52. Молокович Ю.М. Неравновесная фильтрация и её применение в нефтепромысловой практике. М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006.172 с.

53. Некоторые вопросы создания корпоративных геоинформационных систем в нефтяной отрасли. Григорьев М.Н.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№10.-с.92-96.

54. Новый подход к исследованию скважин и пластов. Закиров С.Н., Индрупский И.М, Закиров Э.С., Аникеев Д.П. (ИПНГ РАН)// Нефтяное хозяйство.-2002.-№6.

55. О факторах, определяющих перспективы развития нефтяного комплекса России. Шафраник Ю.К.// Нефтяное хозяйство.-2005.-№4,-с.10-13.

56. Общие подходы к построению универсальных информационно-измерительных систем для исследования скважин. Ясовеев В.Х., Кочетков A.B., Гриценко В.А.// Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика.-2005.-№6.-с.42-46.

57. Операционная среда «СИАМ-ОС» базовый элемент комплексной автоматизации гидродинамических исследований скважин. Лавров В.В., Блынский В.В., Гаусс П.О., Налимов Г.П.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№10.-с.81-83.

58. Определение гидродинамических параметров пласта в горизонтальной скважине на основе решения прямой-обратной задачи. Шарафутдинов Р.Ф., Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш., Закиров М.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№Ю.-с.78-79.

59. Основные направления совершенствования системы работы с механизированным фондом скважин в ОАО «НК «Лукойл». Камалетдинов P.C.// Территория нефтегаз, №8, 2005, с.60-65.

60. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения. Кудрявцев И.А., Кузнецов Н.П., Цыкин И.В., Гутуев И.Н., Хабипов И.А.// Нефтяное хозяйство, №6, 2002. с. 62-64.

61. Подземная гидравлика: Учебник для вузов. Басниев К.С., Власов A.M., Кочина И.М.,Максимов В.М.- М.: «Недра», 1986 303 с.

62. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах № 445/323.

63. Принципы корректной адаптации гидродинамической модели нефтегазовой залежи. Плынин В.В.// Нефтяное хозяйство.-2005.-№4,с.80-84.

64. Принципы построения адаптивной постоянно действующей модели нефтяной залежи. Хатмуллин И.Ф., Мухамедшин Р.К., Латыпов А.Р.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№ 10.-с.58-61.

65. Программно-аппаратный комплекс геологического моделирования ГеоМПАК. Гумерский Х.Х., Демин С.З., Керим-Заде B.C., Немченко Т. А.// Нефтяное хозяйство.-2000.-№10.-с.42-48.

66. Программный комплекс «ТРАСТ» для решения задач разработки нефтяных и газовых месторождений.// Нефтяное хозяйство.-2005.-№5.-с.58-63.

67. Пьянкова Е.М. Гидродинамические исследования при разработке месторождений с плотной сеткой скважин. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук.: Тюмень, ТюмГНГУ, 2004.

68. Развитие систем поддержки принятия решений на нефтегазодобывающих предприятиях. Матвеев С.Н., Осипов A.B., Кузнецов А.Ф.//Нефтяное хозяйство.-2005.-№4.-с. 114-117.

69. Разработка и внедрение методики расчета забойного и пластового давления в нефтяном месторождении и построение карт изобар. Отчет по договору № НФ 1599-02 01/48 (Д.01.121.01). Уфа: Уфимский филиал ООО «ЮганскНИПИнефть», 2001. 128 с.

70. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я.М. и др.-М.: «Недра», 1986, 278 с.

71. Разработка отраслевого банка нефтегазовых технологий. Грайфер В.И., Максутов P.A., Шумилов В.А., Зотов ОТ Л Нефтяное хозяйство.-2004,-№10.-с. 10-11.

72. Расчет забойного давления и давления на приеме насоса. Шайхутдинов И.К.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№11.-С.82-85.

73. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию ПДГТМ нефтяных игазонефтяных месторождений. М.: ОАО 2ВНИИОЭНГ», 2000,- 100 с.

74. РД 153-39.0-109-01. Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических исследований нефтяных и газонефтяных месторождений.

75. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

76. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов/ И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный М. :Недра, 1984 - 272с.

77. Скважинные системы контроля технологических параметров установок электроцентробежных насосов. Митюков А.А., Искандаров О.Р.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№11 .-с.26-27.

78. Современная система сбора, обработки и хранения промысловой исследовательской информации на предприятиях добычи нефти. Лавров В.В., Налимов В.П., Косицын K.J1. Комаров B.C., Гаусс И.О.II Нефтяное хозяйство, №10, 2002, с. 98-100.

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

80. Создание и применение постоянно действующих геолого-технических моделей для совершенствования разработки месторождений. Дитяшев Р.Н., Екименко В.А., Муравцов А.А., Миргалимов И.М., Василюк Т.Н.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№10.-с.68-73.

81. Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождений. Шахвердиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П., Захаров И.В.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№10.-с.40-45.

82. Соловьев И.Г. Гибкие автоматизированные технологии нефтедобычи. Концептуальные основы и системные принципы II Вестник кибернетики. Выпуск 3. Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2004.

83. Соловьев И.Г., Конопелько В.К. Система адаптивного управлениярасходными характеристиками скважины с УЭЦН. Уфа.: Межвузовский научно-тематический сборник, 1988.

84. Соловьев И.Г., Конопелько В.К., Гордон И.А. Система управления скважиной с УЭЦН в периодическом режиме эксплуатации. Тезисы доклада областной научно-технической конференции. Тюмень: 1987.

85. Сохошко С.Х. К расчету поля давлений при блочной системе заводнения // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. Межвузовский сборник научных трудов. Тюмень: ТИП, 1989. с 77-80.

86. Справочная книга по добыче нефти./Под ред. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-704 с.

87. Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общей редакцией Ш.К. Гиматудинова/ P.C. Адриасов, И.Т. Мищенко, А.И.Петров и др. М.: Недра, 1983. 455с.

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

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

90. Типизация технических и программных решений автоматизации объектов добычи нефти. Поскряков Ю.М., Аглямов Н.Л.// НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», №8, 2001, с. 14-17.

91. Увеличение межремонтного периода работы глубиннонасосных скважин за рубежом. М., 1987. . - (обзор, информ. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений»),

92. Управлений технологическими процессами по интенсификации добычи нефти. Гилаев Г.Г.// Нефтяное хозяйство.-2004.-№10.-с.74-77.

93. Хайруллин М.Х., Хисамов P.C., Шамсиев М.Н., Фархуллин Р.Г.

94. Интерпретация результатов гидромеханических исследований скважин методами регуляризации. М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006.172 с.

95. Шмидт С.А. Исследование нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН». Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук Самара, 2000, 110с.

96. Шалимов Б.В. Швидлер М.И. О влиянии сетки на точность расчета гидродинамических показателей при численном моделировании пласта.// Сб. науч. тр. ВНИИ. вып. 109.- М.: 1991, с.25-38.

97. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983, 510с.

98. Экспертная система оценки качества построения геолого-технологических моделей месторождений. Пьянков В.Н., Сыртланов В.Р., Филев А.И.// Нефтяное хозяйство, №6, 2002, с. 31-34.