автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Совершенствование автоматизированной системы управления разработкой газового месторождения за счет оптимизационного моделирования скважин сложного строения на этапе проектирования

На правах рукописи

Тимошин Илья Константинович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗА СЧЕТ ОПТИМИЗАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ СКВАЖИН СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ НА ЭТАПЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Специальность 05.13.06 - «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами» (промышленность) (технические науки)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003453091

Москва-2008

На правах рукописи

Тимошин Илья Константинович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗА СЧЕТ ОПТИМИЗАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ СКВАЖИН СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ НА ЭТАПЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Специальность 05.13.06 - «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами» (промышленность) (технические науки)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2008

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

Научный руководитель: кандидат технических наук

Соколов Алексей Анатольевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Левицкий Александр Захарович

кандидат технических наук, заместитель Генерального директора ООО «Газинфософт», Сухов Игорь Евгеньевич

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН

Защита состоится « 09 » декабря 2008 года в 15 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д212.200.09 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65, ауд. 202 .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан «7» ноября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета к.т.н.

Великанов Д.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Современные методологии и средства автоматизированного управления и контроля разработкой месторождений углеводородного сырья(УВС) позволяют повысить эффективность системы добычи, соблюсти более жесткие экологические нормы и положительно сказаться на общем росте уровня экономической эффективности.

Использование современных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) позволяет отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтегазоотдачи и эффективности работы, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой УВС. Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (ЗП) и с учетом изменений во времени.

Моделирование разработки месторождений происходит по стандартному алгоритму, который заключается в создании геологической и технологической моделей разработки, впоследствии интегрирующихся в гидродинамическую модель. Такая модель делает возможным анализ процесса разработки во времени, реализуя классический подход создания ПДГТМ. Программные комплексы, призванные моделировать разработку месторождений углеводородов, охватывают все стадии построения ПДГТМ,

На этапе создания технологической модели, которая включает в себя информацию о конструкции добывающих скважин и системе сбора,

г

происходит проектирование схемы разбуривания месторождения. Процесс моделирования траекторий эксплуатационных скважин автоматизирован в большинстве симуляторов, но только для вертикальных скважин. Проектирование сложных траекторий (наклонно-направленных и с горизонтальными участками) эксплуатационных скважин в рассмотренных системах моделирования представляет собой трудоемкий и длительный процесс. Проектировщик вручную задает ячейки модели «прошитые» сложной траекторией. Характер процедуры является потенциальным источником ошибок, осложняет ввод и добавление интервалов отбора, а часто делает моделирование скважин сложного строения на практике невозможным. Проектировщик вынужден использовать горизонтальные траектории эксплуатационных скважин там, где целесообразнее использовать многопрофильные сложные траектории. В пакетах, поддерживающих оптимизационное моделирование скважин сложного строения, используются частные случаи автоматизированного моделирования траекторий и не охватываются все возможные варианты постановки задач оптимизации.

Существующие комплексы детального моделирования скважин наклонно-направленного и горизонтального строения применяются уже после концептуальных расчетов ПДГТМ, поэтому моделирование происходит без учета фильтрационных свойств и геологического строения разрабатываемого месторождения.

Проблема состоит в том, что существующий подход не позволяет автоматизировано создавать схемы разработки месторождений, с использованием траекторий скважин сложного строения, с учетом многих возможных вариантов оптимизационных задач. В связи с этим снижается качество моделирования разработки месторождений и, как следствие, достоверность дальнейших гидродинамических расчетов.

Цель работы и задачи исследования. Целыо диссертационной работы является разработка методологии и архитектуры программного комплекса для создания схем разработки месторождений УВС на базе единой трехмерной информационной среды, объединяющей систему оптимизационного моделирования скважин сложного строения, геологическую и фильтрационную модель пласта.

Интегрированная среда должна позволять эксперту, в автоматизированном и ручном режимах, создавать схемы разбуривания месторождений, с учетом информации о геологическом строении и распределении фильтрационных свойств пласта. Автоматизированный режим должен обеспечивать технологические ограничения буровых инструментов, локальные особенности залегания продуктивных пластов в зонах перфорации скважин. Инструментарий на базе разработанной архитектуры должен предоставлять возможности моделирования кустового бурения, добуривания стволов к существующим скважинам и кустам.

Решение поставленной в диссертации проблемы связано с решением следующих взаимосвязанных между собой задач. Это задачи создания:

- Методологии, позволяющей создавать схемы разработки месторождений с использованием оптимизационной системы моделирования скважин сложного строения и учетом геолого-физических, фильтрационно-емкостных и геометрических характеристик залежи.

- Архитектуры программного комплекса, реализующего предлагаемую методологию.

- Программных модулей, реализующих предлагаемую архитектуру, для

проверки эффективности методологии. В частности: модуля импорта в единую трехмерную среду моделирования информации о траекториях скважин и геологической модели продуктивного пласта; модуля унификации импортированных в трехмерную среду элементов: траекторий разведочных скважин, координат ячеек модели геологического строения продуктивного пласта; модуля визуализации фильтрационно-емкостных свойств геологической модели; модуля экспорта (передачи) полученной в единой трехмерной среде моделирования информации о спроектированной схеме разбуривания месторождения в стандарты распространенных пластовых симуляторов (ПС).

- Инструментария оптимизационного моделирования скважин сложного строения, учитывающего технико-технологические параметры бурения, фильтрационные свойства пласта и геометрическое расположение интервалов отбора.

Подсистемы контроля проектируемых траекторий, учитывающей технологические параметры бурения и влияния на процессы бурения и добычи конусов допуска скважин сложного строения.

Методы исследования. Для решения поставленных задач используются методы системного анализа, теория оптимизации, методы и технологии объектно-ориентированного программирования и теория имитационного моделирования.

Научная новизна. В диссертационной работе были получены следующие результаты:

1. Предложена методология геологического моделирования месторождений сложного строения необходимая для проектирования их разработки, с применением наклонно-направленных добывающих скважин

2. Исследованы различные постановки задач оптимизации пространственного расположения добывающих скважин, отличающиеся учетом геологического строения продуктивного пласта

3. Разработана научно обоснованная архитектура интегрированного комплекса автоматизированного проектирования добывающих скважин в трехмерной среде с учетом геологического строения и фильтрационных свойств пласта

Практическая ценность работы. Предложенная методология и архитектура программного комплекса для автоматизированного моделирования скважин сложного строения на этапе проектирования является основой для разработки инструментария, применение которого позволит существенно повысить качество и скорость моделирования разработки месторождения с использованием скважин сложного строения. Для подтверждения эффективности предложенной методологии были разработаны программные модули, которые прошли опытную эксплуатацию и применяются в лаборатории математического моделирования ВНИИГАЗ при создании моделей проектов газовых месторождений.

Основные положения выносимые на защиту.

1. Методология создания схем разработки месторождений УВС на базе единой трехмерной информационной среды, объединяющей систему оптимизационного моделирования скважин сложного строения, геологическую и фильтрационную модель пласта

2. Архитектура программного комплекса автоматизированного моделирования скважин сложного строения на этапе проектирования схемы разработки месторождения УВС

Апробация работы. Основные положения работы обсуждались на различных методических семинарах и выносились в качестве тезисов на научно-техническую конференцию "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", январь 2007, РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина.

Результат моделирования ряда схем разработки газового месторождения, полученный с помощью разработанных программных модулей, явился основной для проведения гидродинамических расчетов в пластовом симуляторе Landmark VIP. Выбор оптимальной схемы разработки осуществлялся с помощью отдельно разработанного программного комплекса, охватывающего элементы теории систем поддержки принятия решений (СППР).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка сокращений; изложена на 204 страницах, содержит 11 таблиц, 57 рисунков, список литературы из 56 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы основные задачи исследования и научные результаты, которые выносятся на защиту.

В первой главе проведена работа по постановке задач исследования. Выделена главная задача автоматизированной системы управления разработкой месторождений, которая заключается в выборе оптимальной схемы разработки месторождения. Был проведен анализ и выявлены критерии оптимальности с точки зрения теории выбора проектных решений.

В качестве таких критериев были выбраны три группы показателей: технологические, экономические, риски и экологические. Технологические показатели: добыча газа, добыча нефти, добыча воды, закачка воды, охват. Экономические: доход от реализации продукции, капитальные вложения, эксплуатационные затраты, прибыль, налоговые выплаты, чистая прибыль, поток реальных денег, чистая текущая стоимость, внутренняя норма рентабельности, срок окупаемости капитала, индекс доходности, коэффициент "выгоды/затраты", чистый дисконтированный доход. Риски: оправданность выбора технических решений, надежность контроля за выработкой запасов, экономический риск. Экологические: загрязнение воздуха и воды, сохранность флоры и фауны, шум. Из них риски и экологические показатели обычно оцениваются экспертно.

Был произведен анализ рынка автоматизированных систем управления разработкой месторождений, что обосновало необходимость совершенствования инструментария моделирования скважин в существующих решениях (Рис.1), востребованных в условиях необходимости разработки месторождений сложного строения российскими компаниями.

В конце главы изложена предлагаемая методология моделирования схем разработки нефтегазовых месторождений, с использованием скважин сложного строения и учетом геологической модели продуктивного пласта (Рис.2).

Вторая глава состоит из трех разделов. Анализ существующих программных продуктов для трехмерного моделирования, на базе которых возможно построение программного комплекса. Обоснование выбора пакета трехмерного моделирования 3D Studio МАХ в качестве основы для разработки программного комплекса.

В первом разделе приводится описание предлагаемой архитектуры и принципов работы программного комплекса, реализующего предлагаемую

методологию моделирования разработки нефтегазовых месторождений, с использованием добывающих скважин сложного строения.

Рис.1 - Стандартный подход к моделированию

Рис.2 - Схема предлагаемой методологии моделирования

Данные геологоразведки

Рис.3. - Архитектура программной реализации инструмента автоматизированного проектирования скважин и взаимодействия с ПС

На рис. 3 представлена концептуальная схема взаимодействия программных модулей, реализующих предлагаемую методологию моделирования схем разработки нефтегазовых месторождений.

Общая схема работы с предложенным комплексом может быть описана следующим образом: построение цифровой (компьютерной) модели осуществляется в одном из поддерживаемых ПС. Задачи, которые не могут быть решены средствами ПС или которые удобнее решать с помощью разработанных модулей, решаются в пакете ЗББМах. К таким задачам относятся: автоматизированная проводка траекторий скважин, анализ пробуренных скважин, определение рабочих блоков модели. Разработанные модули также осуществляют интеграцию с пакетами ПС.

Данные, полученные в результате работы модулей ЗБЗМах, используются в комплексе ПС для последующего создания гидродинамической модели. Работа с модулями ЗШМах и ПС происходит циклически, по мере возникновения перечисленных задач. Результатом совместной интегрированной работы пакета ЗОБМах и комплексов ПС является совокупность нескольких гидродинамических моделей разработки, характеризующихся своими технико-экономическими показателями, которые могут быть использованы для анализа вариантов разработки и выбора из них оптимального. Критерии вариантов разработки месторождения передаются в блок выбора и анализа варианта разработки. Результатом его работы является информация, необходимая ЛПР для принятия конечного решения.

Во втором разделе описаны принципы бурения скважин сложного строения, технико-технологические ограничения наклонно-направленных траекторий, принципы сегментирования траекторий на участки, технологии использования типизированных профилей в зависимости от конструкции проектируемой траектории.

Второй раздел также включает в себя описание модуля автоматизированного проектирования профилей добывающих скважин, с учетом геологического строения продуктивного пласта. Модуль автоматизированного проектирования

поддерживает 12 возможных вариантов задания начальных условий для проектирования схемы разбуривания. Решаются 12 оптимизационных задач, которые обеспечивают автоматизированное моделирование наклонно-направленных траекторий добывающих скважин при разработке нефтегазовых месторождений. Каждая задача решается с помощью комбинирования описанных в диссертации алгоритмов оптимизации конструкций скважин.

Задача 1.

Проектировщик задает параметры: координаты точки набора кривизны(x,y,z) интервал отбора (х,у,гщ,у^)ю, a<DLS максимально

возможный угол отклонения на 10 м. проходки.

Задача оптимизации: спроектировать минимальные по длинам траектории (I —>min) удовлетворяющие для каждой скважины заданным проектировщиком параметрам.

В соответствии с алгоритмами 1.1, 1.3, описанными в диссертации, создается модель траектории скважины, удовлетворяющая критерию: ^ ™n, а - DLS.

Задача 2.

Проектировщик задает параметры: координаты интервала отбора (x,y,z,xl,yl,z\)l0, а<DLS, длину направления и кондуктора скважины 1д.

(Направление - участок траектории скважины, определяющий ее вертикальный участок от устья до точки набора кривизны). Задача оптимизации: спроектировать минимальные по длинам траектории (Z -> min) удовлетворяющие для каждой скважины заданным проектировщиком параметрам.

В соответствии с алгоритмом 1.2, описанным в диссертации, создается модель траектории скважины, удовлетворяющая критериям: L ~>™п, a<DLSt ]0=const

Задача 3.

Проектировщик задает параметры: координаты точки набора кривизны (х,y,z)mk, а<DLS, qCKf>Q (желаемыйдебит).

Задачи оптимизации:

а) Спроектировать возможные интервалы отбора, удовлетворяющие критерию qCKg>Q, основываясь на фильтрационных свойствах пласта.

б) Построить модели траекторий скважин, удовлетворяющих критериям:

L —> min a<DLS »

Решение задачи (а) достигается путем выявления соотношений прогнозируемого дебита скважины и величины параметра «Ich» (где к -проницаемость, ah- толщина пласта) и рассчитывается по оптимизационному алгоритму 1.4. В этом случае «kh» определяет конструкцию интервала отбора. Зависимость kh от Q для скважин горизонтального и наклонно направленного строения вычисляется по описанному в диссертации методу Джоши, для газовых месторождений.

Алгоритм подбора конструкций интервалов отбора, удовлетворяющих заданному пользователем критерию qcltB описан в алгоритме 1.4, приведенном в диссертации.

Задача 4.

Проектировщик задает параметры: a<DLS, qCKe>Q, l0 Задача 4 решается для 1 устья и 1 забоя. Задачи оптимизации:

а) Определить оптимальную координату устья.

б) Найти удовлетворяющие заданному ограничению qCKezQ интервалы отбора (описанный в диссертации алгоритм 1.4), такие что будут удовлетворять

критерию £->тт и ограничению 5 для найденной точки устья,

(используются алгоритмы 1.1, 1.3).

В результате работы алгоритма возможно получение нескольких равноценных с точки зрения критериев решений. В таком случае визуализируются все решения. Тем самым пользователю предлагается самостоятельно выбрать оптимальное решение на основе экспертного мнения. Задача 5.

Проектировщик задает параметры: (х,у,, координаты интервалов отбора для заданного количества скважин 14: }](х,у,1\х\,у\,г\)^, а < 015. Задача 5 является обобщением Задачи 1.

Задача оптимизации: спроектировать минимальные по длинам траектории (¿->гпп1)1 удовлетворяющие для каждого интервала отбора и точки набора кривизны, заданным проектировщиком параметрам.

В соответствии с описанными в диссертации алгоритмами 1.1, 1.3, строится N моделей траекторий скважин, удовлетворяющих критерию: £ -»тт,

Задача 6.

Проектировщик задает параметры: координату точки набора кривизны (.х,у,г),пк, число скважин N. <?с.кя>£>.

Задачи оптимизации:

а) Спроектировать возможные интервалы отбора, удовлетворяющие критерию 1/СКв>(), основываясь на фильтрационных свойствах пласта

(Алгоритм 1.4, для случая N интервалов отбора)

б) Построить модели траекторий для каждой из N скважин, удовлетворяющие критерию: £-»пнп, (Алгоритм 1.1, 1.3)

Задача 7.

Проектировщик задает параметры: координаты для набора интервалов отбора N(x,y,z\x\,y\,z\)w, число скважин N, Iо (длина направления), а < DLS.

Задачи оптимизации:

а) Определить оптимальные координаты М устьев.

б) Спроектировать минимальные по длинам траектории (£-»min) удовлетворяющие для каждой скважины заданным проектировщиком параметрам a<DLS. (Алгоритмы 1.1, 1.3)

Задача 8.

Проектировщик задает параметры: a<DLS, qCKe>Q, /0, количество скважин N. Задача решается для одного устья. Задачи оптимизации:

а) Определить оптимальные координаты устья.

б) Спроектировать возможные интервалы отбора, удовлетворяющие критерию qCKe>Q, основываясь на фильтрационных свойствах пласта (Алгоритм 1.4, для случая N интервалов отбора)

в) Построить модели траекторий для каждой скважины, удовлетворяющие критериям: min, o:<DLS (Алгоритм 1.1, 1.3)

Задача 9.

Проектировщик задает параметры: M(x,y,z)tnN(x,y,z;xlyl,zl)w, N>M, a<DLS

Задача оптимизации: построить модели траекторий для каждого интервала отбора, удовлетворяющие критериям: max I, min, ctiDLS (Комбинация алгоритмов 1.1,1.3 в случае N интервалов отбора и М точек набора кривизны.)

Задача 10.

Проектировщик задает параметры: M количество устьев, а < DLS, координаты N-интервалов отбора N{x,y,:\xl,yl,:l)l0, длину направления 10

Задачи оптимизации:

а) Определить оптимальные координаты M устьев.

б) Построить модели траекторий для N интервалов отбора, удовлетворяющие критериям: maxi-»min, a<DLS (Комбинация алгоритмов 1.1, 1.3 в случае N-интервалов отбора и М-точек набора кривизны.)

Задача 11.

Проектировщик задает параметры: а < DLS, координаты M точек набора кривизны m(x,y,z)tn]., qCK№>Q, Л'-количество интервалов отбора для каждой скважины (N> M ). Задачи оптимизации:

а) Спроектировать возможные интервалы отбора, удовлетворяющие критерию qCKe>Q, основываясь на фильтрационных свойствах пласта

(Алгоритм 1.4, для случая N интервалов отбора)

б) Построить модели траекторий для N интервалов отбора, заданных для каждой скважины, удовлетворяющие критериям: L -> min, а - DLS (Комбинация алгоритмов 1.1, 1.3 в случае N интервалов отбора и M точек набора кривизны.)

Задача 12.

Проектировщик задает параметры: а < DLS, qCKe>Q, число интервалов отбора N, число устьев M. (N число скважин в кусте каждого M, N > M). Задача оптимизации:

а) Определить оптимальные координаты M устьев.

б) Спроектировать возможные интервалы отбора, удовлетворяющие критерию qCKe>Q, основываясь на фильтрационных свойствах пласта (Алгоритм 1.4, для случая N интервалов отбора)

в) Построить модели траекторий для N интервалов отбора, заданных для каждой скважины, удовлетворяющие критериям: Z,-»min, a-DLS (алгоритм 1.1, 1.3)

Задачи 1-12 являются типовыми задачами автоматизированной проводки траекторий скважин. Последовательность задач представлена таким образом, чтобы отразить постепенное усложнение задач моделирования, в зависимости от задаваемых проектировщиком начальных условий (Рис 4.).

Часть из представленных постановок задач оптимизации ранее были решены в работах: Ермолаева А.И., Абдикадырова Б.А., Сенюкова Р.В., Ларионова A.C. - решение задачи оптимизации размещения скважин (Задачи 2,4,7,8); Иткина В.Ю., Малых A.C., Соколова A.A., Алиева З.Ф., Черных В.И., Поташникова В.Д., Лисова, С.И., Саковича Э.С. - решение задачи создания пространственных траекторий скважин сложного строения (Задачи 1,5,9).

Задачи моделирования пространственных траекторий скважин сложного строения исследуются в иностранных университетах: Оксфордский Универсистет, в работах Mallet J.L., Университет Жан-Моне (Франция), в работах Schneider S. Реализация таких задач, в ряде постановок начальных условий, используется в программных комплексах More Roxar, Eclipse Shlumberger, Landmark VIP (Задачи 1, 2, 5, 7, 9, 10). Задачи оптимизации размещения скважин исследуются в Стенфордском Универсистете, в работах О. Badru, в Техасском Универсистете(Остина), в работах Bangerth W., Klie H.

Принципиальным отличием и особенностью представленной методологии и архитектуры программного комплекса моделирования являются:

комплексность охвата решаемых задач оптимизации, объединение в единой среде возможностей оптимизационного моделирования траекторий скважин и размещения устьев скважин, а также решение задачи учета геологического строения продуктивного пласта в режиме автоматизированного моделирования схемы разбуривания.

Полученные в результате моделирования траектории служат источником информации для модуля расчета конусов допуска. Модуль создан для снижения рисков пересечения стволов скважин и непопадания забоя в продуктивный пласт. Для каждой скважины рассчитывается конус допуска - трехмерная область вероятного попадания забоя при бурении скважин со сложными профилями.

В конце главы приводится анализ решений в области моделирования трехмерных объектов и обоснование выбора программы трехмерного моделирования 3D Studio МАХ в качестве базы для построения интегрированного редактора моделирования скважин сложного строения в среде геологической модели месторождения.

| щщяпшШхШм.*« *, Лч я Задаются параметры

2 интервал отбор) в Я

1 точка набора )фНВ!т!М ■ И К в

Длина направления 8 В и в к »

N интервалов отбора Я а к я

М тот ее набора крнгшны ■ в

Определяются параметры |

1 интервал отбора Я В

1 устье а я я в

N интервалов отбора в в ■ в

М устьев о в

неопределенность начальных условий

Рис. 4. - Увеличение сложности задач моделирования в зависимости от начальных условий

В третьей главе описан комплекс, основанный на известных методах теории СППР, созданный для проведения сравнительной оценки вариантов решений, полученных на основе предложенной методологии моделирования разработки. В состав комплекса вошли известные методы ранжирования и выбора критериев, перечисленные в структурной схеме, состоящей из трех функциональных блоков (Рис.5).

Рис.5. - Структурная схема комплекса сравнительной оценки

Последовательность операций, осуществляемых при моделировании залежи с учетом неоднородности коллекторских свойств и траекторий скважин, можно представить следующим образом:

Рис.6. - Последовательность операций моделирования

Таким образом, осуществляется создание различных схем разработки месторождения. По результатам гидродинамического моделирования рассчитываются показатели разработки месторождения, описанные в первой главе диссертации. На вход системы подаются значения критериев для каждого варианта разработки, на выходе система ранжирует варианты, используя известные алгоритмы СППР.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выводы:

1. В результате работы была достигнута цель исследования, состоявшая в создании методологии моделирования схем разработки нефтегазовых месторождений на базе единой трехмерной информационной среды, объединяющей систему оптимизационного моделирования скважин сложного строения, геологическую и фильтрационную модель пласта.

2. Бьиа разработана архитектура программного комплекса, реализующего предложенную методологию.

3. Разработан состав программных модулей, реализующих предлагаемую архитектуру. В частности:

- Модуль импорта в единую трехмерную среду моделирования информации о траекториях скважин и геологической модели продуктивного пласта.

- Модуль унификации импортированных в трехмерную среду элементов: траекторий разведочных скважин, координат ячеек модели геологического строения продуктивного пласта.

- Модуль визуализации фильтрационных свойств геологической модели. -Модуль экспорта (передачи) полученной в единой трехмерной среде моделирования информации о спроектированной схеме разбуривания месторождения в стандарт пластового симулятора Landmark VIP.

4. Создан инструментарий оптимизационного моделирования скважин, учитывающий технологические параметры бурения и фильтрационные свойства пласта.

Программный модуль позволяет автоматизировано моделировать скважины сложного строения с использованием двенадцати возможных вариантов задания начальных условий.

Разработана подсистема контроля моделируемых траекторий, учитывающая технологические параметры бурения и влияния на процессы бурения и добычи конусов допуска скважин сложного строения.

7. Опытная эксплуатация разработанных программных модулей показала работоспособность предлагаемой методологии моделирования и архитектуры программного комплекса на контрольном примере.

По теме диссертации опубликованы следующие работы

1. Тимошин И.К. Автоматизация моделирования скважин сложного строения на этапе проектирования технологической модели разработки месторождения // Журнал «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», 2008, -С. 17-20

2. Тимошин И.К. Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин // Журнал «Нефть, газ и бизнес» N2, 2007 г. - С. 21—26

3. Тимошин И.К. Решение задач моделирования траекторий разведочных и эксплуатационных скважин в трехмерной среде распределения коллекторских свойств продуктивного пласта // Тезисы на конференции Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", РГУ Нефти и Газа - 2007 - С. 120-121

4. Тимошин И.К., Ковалевский А.Е. Глубокий интеграл // Журнал «Нефтерынок»/ OilMarket - N11,2006 г. - С. 98-100

5. Тимошин И.К., Ковалевский А.Е. Простое и сложное моделирование // Журнал «Территория Нефтегаз» - N11, 2006 г. - С. 73-76

6. Тимошин И.К., Ковалевский А.Е. Особенности современного подхода к проектированию и бурению разведочных и эксплуатационных скважин

// Журнал «Нефтегазопромысловый Инжиниринг» — N4, 2006 г. — С. 17-18

7. Тимошин И.К., Ковалевский А.Е. Методы оптимальной интеграции данных при поиске углеводородных месторождений // Журнал «Территория Нефтегаз» — N12, 2006 г. — С. 22—24

8. Тимошин И.К., Ковалевский А.Е. Бурить по-новому! // Журнал «Территория Нефтегаз» — N10, 2006 г. - С. 12-15

Заказ № 544 Подписано к печати б ноября 2008г.

Тираж 110 экз. Объем- 1 уч.-изд. лист. Ф-т 60x90/16

Отпечатано в типографии «ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕФТЬ и ГАЗ» 119991, г. Москва, Ленинский проспект, д.65, к.4, офис 1706, тел./факс 930-97-11

ОБОСНОВАНИЕ И АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ ДЛЯ АНАЛИЗА И ВЫБОРА ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Задачи анализа и выбора проекта разработки месторождения.

1.2 Автоматизированные системы управления разработкой месторождений.

1.3 Основные концепции создания моделей месторождений.

1.4 Анализ структуры современных пакетов моделирования.

1.5 Постоянно действующая геолого-гидродинамическая модель месторождения.

1.5.1 Геологическая модель.

1.5.2 Гидродинамическая модель.

1.6 Современное состояние геологического моделирования месторождений природных углеводородов.

1.7 Разработка методологии для анализа и выбора варианта разработки месторождения с учетом выбора схемы разбуривания.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ И ПРОГРАММ АНАЛИЗА, ГЕНЕРИРОВАНИЯ И ВИЗУАЛИЗАЦИИ СХЕМ РАЗБУРИВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.:.

2.1 Общий подход к разработке программного комплекса для анализа и визуализации схем разбуривания месторождения.

2.2 Архитектура и основные элементы программного комплекса, реализующего предлагаемый подход к моделированию разработки нефтегазовых месторождений.

2.2.1 Развитие наклонно - направленного бурения.

2.2.2 Требования к пространственному положению ствола скважин.

2.2.3 Классификация буровых установок и технологические параметры бурения.

2.2.4 Расчет параметров проектного профиля наклонно направленной скважины.

2.3 Автоматизированная система проектирования траекторий эксплуатационных скважин.

2.4 Выбор интерактивного средства объёмного моделирования.

2.4.1. Описание 3D StudioMax SDK.

2.5 Структура программного комплекса для анализа и визуализации схем разбуривания месторождения и его разработка.

ГЛАВА 3. МОДЕЛИ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРИНЯТИЯ МНОГОКРИТЕРИАЛЬНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ ВЫБОРЕ ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1 Ранжирование и выбор критериев для оптимизации выбора варианта разработки месторождения.

3.1.1. Метод базовых шкал.

3.1.2 Ранжирование и выбор критериев.

3.2. Структура программного комплекса многокритериального принятия решений.

3.3 Контрольный пример.

ОБОСНОВАНИЕ И АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Современные методологии и средства автоматизированного управления и контроля разработкой месторождений углеводородного сырья позволяют повысить эффективность системы добычи, соблюсти более жесткие экологические нормы и положительно сказаться на общем росте уровня экономической эффективности.

Использование современных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) позволяет отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтегазоот-дачи и эффективности работы, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

В настоящее время в России идет процесс внедрения передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой месторождений углеводородного сырья (УВС). Наиболее прогрессивным представляется применение для построения ПДГТМ программных продуктов, позволяющих оперировать с геологической и технологической информацией во всем ее объеме (3D) и с учетом изменений во времени[27].

Моделирование разработки месторождений происходит по стандартному алгоритму, который заключается в создании геологической и технологической моделей разработки, впоследствии интегрирующихся в гидродинамическую модель. Такая модель делает возможным анализ процесса разработки во времени, реализуя классический подход создания ПДГТМ. Программные комплексы, призванные моделировать разработку месторождений углеводородов, охватывают все стадии построения ПДГТМ [5].

На этапе создания технологической модели, которая включает в себя информацию о траекториях добывающих скважин и системе сбора, происходит проектирование схемы разбуривания месторождения. Процесс моделирования траекторий эксплуатационных скважин может быть автоматизирован в большинстве симуляторов. Но в автоматизированном режиме модули трехмерного моделирования пластовых симуляторов позволяют проектировать траектории скважин вертикального строения. Проектирование сложных траекторий (наклонно-направленных и с горизонтальными участками) эксплуатационных скважин в рассмотренных системах моделирования представляет собой трудоемкий и длительный процесс. Проектировщик вручную задает ячейки модели «прошитые» сложной траекторией. Характер процедуры является потенциальным источником ошибок, осложняет ввод и добавление интервалов перфорации, а часто делает моделирование скважин сложного строения на практике невозможным. Проектировщик вынужден использовать горизонтальные траектории эксплуатационных скважин там, где целесообразнее использовать многопрофильные сложные траектории.

Существующие комплексы моделирования траекторий скважин наклонно-направленного и горизонтального строения применяются уже после концептуальных расчетов ПДГТМ, поэтому моделирование происходит без учета фильтрационных свойств и геологического строения разрабатываемого месторождения.

Проблема состоит в том, что существующий подход не позволяет автоматизировано создавать оптимальные схемы разбуривания месторождений, с использованием траекторий скважин сложного строения. В связи с этим снижается качество моделирования разработки месторождений и, как следствие, достоверность данных гидродинамических расчетов.

ВВЕДЕНИЕ

В современной нефтегазовой индустрии, мировой и отечественной, бурное развитие информационных и цифровых технологий нашло мощный отклик на всех этапах разведки и разработки углеводородов.

К сожалению, вопросы разведки и разработки новых месторождений, прямым образом связанные как с комплексным проектированием разведочных и эксплуатационных схем разбуривания залежи, так и моделированием конкретных стволов скважин оставались, по мнению экспертов, недостаточно проработанной областью, в плане применения и использования современных компьютерных технологий.

Особенную актуальность обозначенной проблематики диктует сложившаяся ситуация с разведанными запасами углеводородов в Российской Федерации, большую часть которых можно условно отнести к категории «трудно извлекаемых», что, в основном, диктуется сложным строением залежей.

Стремление к оптимальности при проектировании конкретной скважины диктует необходимость использования комплексной системы моделирования, которая должна обеспечивать эксперту полнофункциональную среду для проведения многокритериального анализа в трехмерной среде - и учета как технико-технологических ограничений, так и неоднородность и многоуровневую структуру буримых пород в единой информационной среде.

В связи с бурным развитием наклонно-направленного бурения при разработке новых месторождений становится актуальной проблема моделирования скважин сложного строения. В Западной Сибири до 90% новых скважин бурятся по сложным, наклонно-направленным траекториям [24], из-за осложненных природных условий, делающих оборудование новых участков для бурения экономически нецелесообразным процессом. Добывающие скважины, пробуренные по наклонно-направленным траекториям, не требуют оборудования новых участков бурения, позволяя использовать уже построенные. Развитие наклонно-направленного бурения связано с развитием кустового бурения, разработкой шельфовых месторождений, введением новых экологических норм разработки^].

Однако, в существующих информационных комплексах проектирования бурения основной акцент при моделировании сделан на техникотехнологическую сторону моделирования, а в лучшем случае претендует на охват экономической составляющей и финансовых рисков проекта.

Отсутствие интеграции с данными геологоразведки на этапе проектирования траекторий скважин не позволяет говорить о достижении единой информационной синергии, что, в свою очередь, априори не позволяет рассматривать реализацию проекта в качестве оптимального решения поставленной задачи.

Особенная актуальность диктуется современными тенденциями к проектированию сложных, наклонно-направленных скважин, и скважин, обладающих горизонтальными участками. Ситуация формируется под воздействием целого ряда факторов:

1. Новые экологические требования к разведке и добыче природных ресурсов

2. Особенности сложных условий рельефа в планируемых областях разведки и добычи углеводородного сырья

3. Экономические причины, особенно способствующие развитию кустового бурения

4. Существенные ограничения при освоении шельфовых месторождений

Эффективность разработки месторождений углеводородного сырья в значительной степени определяется качеством проводимых расчётов показателей разработки залежей на стадиях анализа и проектирования освоения конкретного объекта[31].

Одним из важных условий обеспечения этих качеств является наибольшая адекватность используемой математической модели фильтрации описываемому объекту. Модель должна отражать по возможности все подлежащие учёту явления и параметры, а результаты, полученные с ее помощью, должны соответствовать действительным процессам.

Численный аналог модели и его программная реализация должны удовлетворять следующим условиям:

• гарантировать устойчивость и высокую производительность вычислительного процесса,

• обеспечивать оптимальное представление и интерпретацию результатов вычислений с точки зрения их объемов и наглядности,

• учитывать возможности современных технических средств и компьютерных технологий.

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей проектировщик имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтегазоотдачи и эффективности работы, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

ПДГТМ могут использоваться при составлении проектных документов и самостоятельно для изучения природно-технологических объектов и оптимизации процесса эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.

Постоянно действующие модели становятся в руках технологов-разработчиков мощным орудием, позволяющим:

• целенаправленно и эффективно уточнять модель пласта, корректировать систему разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико-экономических показателей добычи и повышения коэффициентов углеводородоотдачи недр;

• обосновывать оптимальную стратегию доразведки и доразработки месторождения, составлять соответствующий проектный документ.

Эффективное построение и применение ПДГТМ требует привлечения всей имеющейся о месторождении информации - от данных бурения до результатов геофизических исследований скважин и гидродинамического моделирования. Минимально необходимыми в этой связи следует признать данные о геологическом строении месторождения, комплект проектных решений по эксплуатационному бурению и проектные параметры добычи.

Работа посвящена созданию интегрированной среды разработки месторождения. В частности, проектируются средства визуализации, анализа и выбора схемы разбуривания месторождения сложного строения. Также разработаны некоторые элементы систем поддержки принятия решений (СППР) для решения задач по выбору схемы разбуривания в условиях многокритериальности.

В первой главе проведена работа по выявлению задач, сообразных цели исследования. Выделена главная задача автоматизированной системы управления разработкой месторождений, которая заключается в выборе оптимальной схемы разработки месторождения. Был проведен анализ и выявлены критерии оптимальности, с точки зрения теории выбора проектных решений.

Был произведен анализ рынка автоматизированных систем управления разработкой месторождений, что обосновало необходимость совершенствования инструментария моделирования скважин в существующих решениях (Рис. 1), востребованных в условиях необходимости разработки месторождений сложного строения российскими компаниями.

Результатом главы является создание методологии моделирования схем разработки нефтегазовых месторождений с использованием скважин сложного строения и учетом геологической модели продуктивного пласта.

Вторая глава состоит из 3-ех основных разделов. Первый раздел посвящен разработке и описанию архитектуры и принципов работы программного комплекса, реализующего предлагаемый подход к моделированию разработки нефтегазовых месторождений, с использованием добывающих скважин сложного строения. Во втором разделе приводится описание современных технологических возможностей при бурении скважин с наклонно-направленными и горизонтальными профилями. Разработка и описание архитектуры модуля автоматизированного создания профилей добывающих скважин с учетом геологического строения продуктивного пласта. Третий раздел включает в себя анализ существующих программных продуктов для трехмерного моделирования, на базе которых возможно построение программного комплекса. Обоснование выбора пакета трехмерного моделирования 3D Studio МАХ в качестве основы для разработки программного комплекса.

В третьей главе описываются методы ранжирования и выбора критериев для автоматизации выбора оптимального варианта разработки месторожденияа также глава содержит контрольные примеры, на базе которых производилось тестирование разработанной среды моделирования.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Целью диссертационной работы является разработка методологии и архитектуры программного комплекса для создания схем разработки месторождений УВС на базе единой трехмерной информационной среды, объединяющей систему оптимизационного моделирования скважин сложного строения, геологическую и фильтрационную модель пласта.

Интегрированная среда должна позволять эксперту, в автоматизированном и ручном режимах, создавать схемы разбуривания месторождений с учетом информации о геологическом строении и распределении фильтрационных свойств пласта. Автоматизированный режим должен обеспечивать технологические ограничения буровых инструментов, локальные особенности залегания продуктивных пластов в зонах перфорации скважин. Инструментарий на базе разработанной архитектуры должен предоставлять возможности моделирования кустового бурения, добуривания стволов к существующим скважинам и кустам.

Решение поставленной в диссертации проблемы связано с решением следующих взаимосвязанных между собой задач. Это задачи создания:'

- Методологии, позволяющей создавать схемы разработки месторождений с использованием оптимизационной системы моделирования скважин сложного строения и учетом геолого-физических, фильтрационно-емкостных и геометрических характеристик залежи.

- Архитектуры программного комплекса, реализующего предлагаемую методологию.

- Программных модулей, реализующих предлагаемую архитектуру, ,для проверки эффективности методологии. В частности: модуля импорта в единую трехмерную среду моделирования информации о траекториях скважин и геологической модели продуктивного пласта; модуля унификации импортированных в трехмерную среду элементов: траекторий разведочных скважин, координат ячеек модели геологического строения продуктивного пласта; модуля визуализации фильтрационно-емкостных свойств геологической модели; модуля экспорта (передачи) полученной в единой трехмерной среде моделирования информации о спроектированной схеме разбуривания месторождения в стандарты распространенных пластовых симуляторов (ПС).

- Инструментария оптимизационного моделирования скважин сложного строения, учитывающего технико-технологйческие параметры бурения, фильтрационные свойства пласта и геометрическое расположение интервалов отбора.

- Подсистемы контроля проектируемых траекторий, учитывающей технологические параметры бурения и влияния на процессы бурения и добычи конусов допуска скважин сложного строения.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Методология создания схем разработки месторождений УВС на базе единой трехмерной информационной среды, объединяющей систему оптимизационного моделирования скважин сложного строения, геологическую и фильтрационную модель пласта

2. Архитектура программного комплекса автоматизированного моделирования скважин сложного строения на этапе проектирования схемы разработки месторождения УВС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В результате работы была достигнута цель исследования, состоявшая в создании методологии моделирования схем разработки нефтегазовых месторождений на базе единой трехмерной информационной среды, объединяющей систему оптимизационного моделирования скважин сложного строения, геологическую и фильтрационную модель пласта.

2. Была разработана архитектура программного комплекса, реализующего предложенную методологию.

3. Разработан состав программных модулей, реализующих предлагаемую архитектуру. В частности:

- Модуль импорта в единую трехмерную среду моделирования информации о траекториях скважин и геологической модели продуктивного пласта.

- Модуль унификации импортированных в трехмерную среду элементов: траекторий разведочных скважин, координат ячеек модели геологического строения продуктивного пласта.

- Модуль визуализации фильтрационных свойств геологической модели. -Модуль экспорта (передачи) полученной в единой трехмерной среде моделирования информации о спроектированной схеме разбуривания месторождения в стандарт пластового симулятора Landmark VIP.

4. Создан инструментарий оптимизационного моделирования скважин, учитывающий технологические параметры бурения и фильтрационные свойства пласта. Программный модуль позволяет автоматизировано моделировать скважины сложного строения с использованием двенадцати возможных вариантов задания начальных условий.

Разработана подсистема контроля моделируемых траекторий, учитывающая технологические параметры бурения и влияния на процессы бурения и добычи конусов допуска скважин сложного строения.

5. Опытная эксплуатация разработанных программных модулей показала работоспособность предлагаемой методологии моделирования и архитектуры программного комплекса на контрольном примере.

1. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Миннеф-тепром, 1987. - 63 с.

2. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Методические указания. РД 153-39.0-109-01. -М.: Миннефтепром, 2002. 104 с.

3. Ермолаев А.И. Модели рационального размещения скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. М.: 2006 г. - 112 с.

4. Регламент по созданию постоянно действующих гео лого-техно логических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М.: Минтопэнерго, 2000. - 88 с.

5. Закиров С.Н., Васильев В.И., Гутников А.И., Коршунова Л.Г., Колбиков С.В. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений. М.: Недра, 1984.-216 с.

6. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированшо разработки газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Наука, 2003. 213 с.

7. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: «Струна», 1998. - 197 с.

8. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982.-165 с.

9. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984. - 64 с.

10. Правил а геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. МПР РФ, Минтопэнерго РФ, 1999. 56 с.

11. Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995.- 134 с.

12. Алиев З.С., Сомов Б.Е. и др. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Изд. Техника, 2001. — 95 с.

13. Тимошин И.К., Ковалевский А.Е., Oil Market, «Глубокий интеграл», №11, 2006.

14. Темин Г.А. 3D Studio МАХ 3 (+ CD-ROM). СПб.: «ДиаСофтЮП», 2000. - 98 с.

15. Р.Полевой. 3D Studio МАХ 3 для профессионалов. СПб.: «Питер», 2001. - 105 с.

16. Зимина Л.А. 3D Studio МАХ 3.0. Виртуозная работа. М.: Познавательная Книга Плюс, 1999.-68 с.

17. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Минтопэнерго РФ, 2000. - 65 с.

18. Тимошин И.К. Нефть Газ и Бизнес, «Моделирование бурения наклонно-направленных скважин» №2, 2007г.

19. Абубакиров В.Ф., Архангельский B.J1. Том 1. Буровое оборудование. М.: Недра, 2000. - 269 с.

20. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1986.-74 с.

21. Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Академия, 2006. -350 с.

22. Статья Мацияшко Ю. Е. "Что такое инновации", 2004.

23. Материалы сайта http://oil-gas.ru

24. Малых А.С., Соколов А.А. Оценка продуктивности горизонтальных газовых скважин на режиме стационарной фильтрации. — М.: Изд. ИРЦ Газпром, 2005. -88 с.

25. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: Изд. Грааль, 2001. -303 с.

26. Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин, М.: Изд. Academia, 2003. -324 с.

27. Григорьев Л.И., Соколов А.А. Экспресс-оценка эффективности использования геоинформации при моделировании месторождений. М.: Изд. ИРЦ Газпром, обз. информ. сер.: «Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности», 2001.-213 с.

28. Малых А.С., Соколов А.А. Влияние расположения горизонтальной газовой скважины на ее продуктивность. М.: Изд. ИРЦ Газпром, 2008 — 111 с.

29. Алиев З.С., Сомов Б.Е. и др. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. -М.: Изд. Техника, 2001 95 с.

30. Малых А.С., Соколов А.А. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления в уравнении стационарного притока газа к горизонтальной скважине. М.: Изд. ИРЦ Газпром, 2004. - 43 с.

31. Суетина Е.В. Исследование и обоснование объемных форм допусков в зависимости от структур месторождений/ Суетина Е.В., Морозов Ю.Т. /Сборник научных трудов, посвященный конференции им. Мавлютова, Уфа, 2005. 156 с.

32. Поташников В.Д., Лисов, С.И., Сакович Э.С. «Бурение горизонтальных скважин шарнирными компоновками по технологии «Тобус». М.: ВНИИОЭНГ, 1992. -48 с.

33. Тимошин И.К. Автоматизация моделирования скважин сложного строения на этапе проектирования технологической модели разработки месторождения // Журнал «Автоматизация телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», 2008. с. 17-20.

34. Джоши С.Д. Основы технологии горизонтальной скважины. Краснодар: «Сов. Кубань», 2003. - 424 с.

35. Ермолаев А.И., Абдикадыров Б.А. Оптимизация размещения скважин на нефтяных залежах на основе алгоритмов целочисленного программирования // Проблемы управления. Москва, 2007, №6, с. 45-49

36. Ермолаев А.И., Абдикадыров Б.А. Формирование рациональных размещение скважин на газовой залежи // Газовая промышленность. — Москва, 2008, №5, с.52-55

37. Ермолаев А.И., Ибрагимов И.И. Модели рационального размещения скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений // Труды Института проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН. Том XXVII, 2006. с. 118-123.

38. Колбиков С.В., Губанова Е.Б. О приближенном подходе к решению задачи размещения эксплуатационных скважин по площади залежи. С. Тез. Научнопрактической конф. «Проблемы разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений». Москва, 12-15 ноября, 1998.

39. Ларионов А.С. Разработка методики и прикладных средств для оптимизации и контроля размещения скважин в нефтегазовых пластах: Дис. . канд. техн. паук: 05.13.11 М, 2005

40. Сенюков Р.В. Оптимизация размещения скважин на газовых месторождениях. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Научно-технический обзор, Москва, ВНИИЭГазпром, 1977, 23 с.

41. Сенюков Р.В., Умрихин Н.Б. Вопросы оптимального размещения скважин и распределение дебитов по критерию минимума потерь пластовой энергии. Москва, Газовое дело, 1972, №9.

42. Badru О. «Well placement optimization using the quality map approach». A report in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science. Stanford University. 2003.

43. Eclipse. Schlumberger GeoGuest, Справочное руководство, 2006

44. PlanOpt User Guide (Schlumberger). Руководство пользователя, 200449. Материалы сайта roxar.com

45. Иткин В.Ю., Математические модели пространственных траекторий при проектировании кустовых скважин: Дис. канд. техн. наук: 05.13.18: Москва, 2004 148 с.

46. Абдикадыров Б.А. Модели рационального размещения скважин на залежах нефти // Автоматика, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. Москва, 2008, №6, с.21-24

47. Bangerth W., Klie Н. Matossian V. «An automatic reservoir framework for the stochastic optimization of well placement», Center for Subsurface Modeling, The University of Texas at Austin, 2006

48. Mallet, J.L. (1989) Discrete Smooth Interpolation in Geometric Modeling. ACM-Transactions on Graphics, 8, 2, 121-144.

49. Mallet, J.L. (2002) Geomodeling, Oxford University Press.

50. Schneider, S. (2002) Pilotage automatique de la construction de modeles geologiquesrsurfaciques. These. Universite Jean-Monnet et Ecole des mines de Saint-Etienne.

51. Айда-заде K.P., Багиров А.Г. О задаче размещения нефтяных скважин и управления их дебетами. М. Автоматика и телемеханика, №1, 2006, с. 52-62