автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважины с погружным насосом после глушения

На правах рукописи

Фомин Виталий Викторович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ АНАЛИЗА И УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ПОГРУЖНЫМ НАСОСОМ ПОСЛЕ ГЛУШЕНИЯ

Специальность 05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими

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 «Техническая кибернетика» и «Кибернетических систем».

Научный руководитель

Официальные оппоненты

Ведущая организация

кандидат технических наук, доцент Соловьев Илья Георгиевич

доктор физ.-мат. наук, профессор Борзых Владимир Эрнестович

кандидат технических наук Вахов Дмитрий Николаевич Тюменское отделение Сургутского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТО «СургутНИПИнефть»)

Защита состоится '"¿Г** / 2006 г. в / 4 ~ часов на заседании

диссертационного совета Д 212.273,02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г.Тюмень, у л. Ме л ьни кайте, 7 2.

Отзыв на автореферат в 2-х экземплярах, с подписью составителя и заверенный печатью организации, просим направлять в адрес диссертационного совета.

Автореферат разослан " " У-/_2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета "------■** С.И. Челомбитко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одной из важнейших научно-технических задач современной разработки нефтяных месторождений является задача повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, в частности, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), так как доля добычи нефти, приходящаяся на эти скважины, составляет в среднем около 70% от совокупной добычи нефти во всем западносибирском регионе.

Успешное решение этой задачи зависит от решения множества локальных задач, обусловленных сложными конструкционными, геолого-техническими условиями, взаимосвязанными и взаимовлияемыми процессами, происходящими в скважине с погружным оборудованием и призабойной зоне пласта.

Одной из таких задач, затрудняющих достижение высокой эффективности эксплуатации скважин, является задача вывода скважины с УЭЦН на режим после глушения,

Проблемность ситуации в том, что в кратковременный период освоения требуемая производительность и уровень подвески погружного оборудования отличается от оптимальной конструкции системы в режиме нормальной эксплуатации. Возникающая диспропорция обуславливает риск преждевременных отказов УЭЦН и требует введения специальных режимов работы, смягчающих негативное действие факторов освоения. Хотя период освоения скважины после глушения может длиться 1 - 12 суток, тем не менее, по статистике предприятий, около 6 % скважин так и не удается вывести на режим в силу полного расхода ресурса погружной системы. В любом случае, даже введение регулируемых режимов освоения интенсифицирует расход эксплуатационного ресурса УЭЦН, сокращая суммарный срок службы системы.

По опубликованным работам и научно-техническим материалам можно выделить отдельных авторов и школы, развивающие современные пути решения этой задачи, которые объединяются в три группы:

совершенствование reo лого-технических мероприятий, связанное с применением современных гелиевых жидкостей глушения и повышением качества проведения ремонтов (В.Н. Нюняйкин, Ю.В. Зейгман, С.А. Рябконь и

др);

- совершенствование методов, позволяющих подобрать типоразмер погружного оборудования к условиям скважины (Ш. К. Гиматудинов, В.Л. Дайчман, Ю.А. Балакирев, В.Н. Ивановский и др.);

- совершенствование методов оперативного управления, - в том числе, интеллектуализация систем управления скважиной (В.В. Кульчицкий, Н.П. Запивалов, С.И. Юсифов, Б.Г. Ильясов, О.Аг Чукчеев, A.B. Локтев, P.C. Галимов и др.).

Выявлено, что большинство исследователей для снижения негативного влияния факторов освоения предлагают новые конструкции, материалы, системы

- что немало важно, однако отсутствие расчетных схем, позволяющих совмещать вопросы проектирования {подбор, погружение) и управления последующим режимом, явно ощущается.

Поэтому для повышения эффективности проведения работ связанных с освоением скважин, оборудованных УЭЦН, и выводом их на номинальный режим требуется: а) совершенствование существующих методов проектирования скважинной системы; б) анализ применимости одного или нескольких способов оперативного управления, предлагаемых современными технологами. Это, в свою очередь, неразрывно связано с созданием оригинальных расчетных схем. Поэтому исследования по сформулированной многоплановой проблеме, несомненно, актуальны - как с теоретической, так и с практической точки зрения. В этой связи.

Объект исследования. Скважинная система с установкой электроцентробежного насоса в период освоения.

Предмет исследования. Динамические режимы освоения, задача и алгоритмы управления выводом скважины на режим после глушения. Инструментальные средства машинного анализа процессов освоения скважины с УЭЦН.

Цель исследования. Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважинной системы с УЭЦН после глушения и соответствующих конструкторско-эксплуатациоиных решений, связанных с подбором установки и расчетом режима эксплуатации на основе построения математической модели, адекватной факторам освоения. Основные задачи исследования.

1. Анализ состояния вопросов освоения скважины после глушения. Определение доминирующих факторов, осложняющих вывод скважины на режим. Обоснование подходов и методов учета негативных факторов освоения.

2. Составление математической модели скважины с УЭЦН, отражающей влияние основных осложняющих факторов освоения.

3. Разработка алгоритмов освоения путем создания инструментальных вычислительных средств, предназначенных для анализа термогидравлических режимов работы скважины с УЭЦН.

Методы решения задач. Поставленные задачи решаются теоретическими методами иерархических многоуровневых систем, системного анализа, математического моделирования, теории автоматического управления и имитационного моделирования.

Научная новизна работы. ¡.Разработан и системно обоснован оригинальный подход к управлению процессом освоения скважины с УЭЦН после глушения, заключающийся в том, что:

- задача оптимального освоения поставлена как экстремальная по минимизации функционала, отражающего дополнительные расходы ресурса погружной системы в период освоения;

- факторное поле параметров минимизации сочетает одновременный выбор конструктивных характеристик скважинной системы и временных режимов условий эксплуатации при освоении.

2. Разработана и программно реализована технология визуально-вычислительного анализа гидротермодинамических процессов в скважине с

УЭЦН, позволяющая осуществлять подбор оптимальных конструктивно-режимных решений, учитывающих осложняющие факторы освоения.

На защиту выносятся,

1. Конструктивно-функциональная (физическая) схема и соответствующая ей вычислительная модель гидротермодинамических процессов в скважине с УЭЦН, отражающая основные закономерности процессов освоения после глушения и учитывающая:

- динамику восстановления коэффициента продуктивности вследствие «очистки» ПЗП фильтрационным потоком жидкости;

- динамику замещения внутри полостной жидкости пластовым флюидом с учетом долива в затрубное пространство;

- особенности теплопередачи и нагрева ПЭД на уровне подвески насоса.

2. Вид критерии ал ьной оценки, отражающий дополнительный расход ресурса погружной системы в период освоения скважины.

3. Комплексная структура системы управления процессом освоения скважины с УЭЦН после глушения и вычислительная технология целенаправленного подбора режимных параметров алгоритма освоения при помощи методов периодической откачки и долива в затрубное пространство.

Практическая ценность работы. Предложенные принципы, учета дополнительного расхода ресурса и алгоритмы принятия решения по выбору конструктивных и режимных параметров скважин ной системы с УЭЦН в период освоения, позволяют: а) более качественно подходить к вопросам проектирования механизированного фонда; б) количественно оценивать альтернативные конструкции и возможные режимы, возникающие при освоении скважины; в) прогнозировать достижения определенных оптимальных состояний системы.

Вычислительная технология и модель освоения скважинной системы с УЭЦН после глушения в условиях действующих осложняющих факторов эксплуатации создают основу для реализации функций проектного и оперативного управления процессами освоения в рамках действующих корпоративных информационных систем нефтепромыслов.

Апробация работы. Основные положения докладывались и обсуждались на международных конференциях: «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2004), «Научное студенческое сообщество и современность» (Турция, 2004), «Современные техника и технологии - 2005 (СТТ*2005)» (Томск, 2005), «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006), региональная научно-практическая конференция «Информационные технологии в образовании» (Тюмень, 2004).

Публикации. По теме диссертации опубликовано десять печатных работ, в числе которых четыре статьи и шесть тезисов докладов на научно-технических конференциях.

Структура к объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, включающего 140 наименований и 5 приложений. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 57 рисунков и 10 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность исследований, определены цели и задачи диссертации, сформулированы положения о научной новизне и практической ценности работы.

В первом разделе приведен краткий анализ статистики отказов УЭЦН на основе научно-технической информации. Также дан критический анализ технических регламентов по технологии освоения и вывода на режим скважин с УЭЦН; выявлены недостатки, связанные с неопределенностью начальных фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта; представлен анализ современных способов проведения технологии освоения.

Вопросы оптимальной эксплуатации механизированного фонда добывающих скважин и, в частности, скважин с установками электроцентробежных насосов, поднимались и рассматривались с момента первого применения погружных установок на месторождениях в Башкирии, Татарстане, Западной Сибири, а также за рубежом. Пионерами в разработке методик по расчету, подбору конструкции и типоразмера по фу жн ого агрегата, а так же в определении основных параметров и характеристик работающей скважины с УЭЦН являются:

A.Н. Адонин, A.A. Богданов, П.Д. Ляпков, B.C. Линев, Ш. К. Гиматудинов, А.Н. Дроздов, В,И. Игревский, JI.C. Каплан, Г.А. Мамедов, И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко и т.д.

В современных условиях развития научно-технических и научно-практических разработок известны также исследователи, которые занимаются вопросами совершенствования методик подбора (конструирования) и методик управления, и, кроме того, учитывают многовариантность влияния осложняющих факторов на режимы эксплуатации в период освоения. Среди них: K.P. Уразаков, P.M. Гилязов, ГО.В. Алексеев, А.Т, Кутдусов, В.Л. Дайчман, Ю.А. Балакирев,

B.Н. Ивановский, И.В. Генералов, В.В. Жильцов, Ю.А. Волков, Е.В. Пугачев, П.О. Гаусс.

На основе опубликованной информации, в современных научно-технических и научно-практических изданиях, основные осложняющие факторы, влияющие на наработку на отказ и межремонтный период УЭЦН, можно подразделить на естественные и искусственные.

К естественным факторам можно отнести следующие:

- факторы, связанные с добываемой продукцией;

- факторы, связанные с горной (петрофизической) структурой вскрытого пласта.

К искусственным осложняющим факторам относятся:

- факторы, связанные с проведенными геолого-техническими мероприятиями (привнесенные загрязнения ПЗП);

- факторы, связанные с качеством конструкции ствола скважины;

- факторы, связанные с качеством изготовления погружного оборудования, а также с качеством подбора типоразмера и глубины погружения (т.е. конструкции), монтажных и спуско-подъемных работ ремонтных бригад;

- факторы, связанные с режимом эксплуатации.

В исследовании также дано описание последовательности влияния осложняющих факторов на погружную установку центробежных насосов и погружного электродвигателя; выявлены главные факторы и причины, обуславливающие их появления и их следствия. К ним относятся: а) засорение призабойной зоны пласта, вследствие инфильтрации жидкости глушения в прискважинную зону во время КРС/ПРС1; б) подъем жидкости глушения. На основании этих данных формулируются требования к выработке оценки оптимальности режимов освоения.

Изучение существующих подходов к конструированию и управлению скважинной системой в период освоения показало, что в процессе принятия конструкторских решений (касающихся подбора типоразмера и глубины спуска установки) не используется информация о последующих способах и возможных настройках параметров регулятора вывода скважины на режим. Иначе говоря, вопрос подбора оборудования и вопрос управления выводом скважины на режим в период эксплуатации, как правило, рассматриваются раздельно.

Второй раздел посвящен исследованию динамических процессов скважинных систем с УЭЦН методами теории математического моделирования с использованием законов сохранения вещества и энергии. Данные методы нашли отражение в работах A.A. Самарцева при моделировании гидрогазодинамических процессов и систем с наличием теплопередачи.

Процесс освоения скважины является промежуточным этапом эксплуатации. Переход от остановленного состояния скважины к нормальному проектному режиму не может произойти мгновенно (скачкообразно) из-за инерционности массообменных процессов, сопровождающих данный переход. Они зависят от гидродинамики и термодинамики, протекающей в скважинной системе (СС). Поэтому модель СС с УЭЦН в период освоения представляется двумя блоками: гидродинамическим и теплодинамическим. И тот, и другой блок построен по огрубленной схеме конечных элементов.

Рис. 1. Конструкция скважины и графики распределения давления

На рисунке 1 изображена конструкция скважины и

обозначены основные переменные состояния, характеризующие ее работу, где также -4 приведен график распределения давления вдоль вертикали остановленной О. 2) и

' КшшчяльимИ и iM>;iivuni.ii1 рсьыигг скппфины« сошитгстисимо-

работающей (3) скважины в условиях линеаризации нелшгейностей

газлифтного эффекта. Основные геометрические параметры: Иглубина забоя скважины (м); Ин- глубина подвески насоса (м) - один из главных расчетных параметров проектирования скважины; Ист- статический уроЬйнь жидкости в затрубном пространстве остановленной скважины (м); /(„(г) - динамический уровень работающей скважины (м); 5 - площадь сечения обсадной колонны (ОК) (м1); 50 - площадь кольцевого сечения между ОК и насос но-компрессорной трубой (НКТ) (мг); объем (м3) призабойной зоны пласта (ПЗГЕ),

Гидравлические параметры и переменные состояния СС: Рш - среднепластовое давление в районе (в окрестности) скважины (за пределами ПЗП) (Па); Р2(1) -среднее давление в ПЗП (Па); /¡(О- давление в забое скважины (Па); Рвх(г), Реых(0 - входное и выходное давление на приеме и выкиде насоса (Па); Рзт = Рг-давление в затрубном пространстве, выровненное с давлением в линейном нефтесборном коллекторе (Па); Ру(1) - давление на устье скважины (Па); д(1) -объемный расход газожидкостной смеси (ГЖС) на выкиде насоса, равный расходу добываемой продукции (м3/с), с удельным весом у{1) (хг/м3); -приток ГЖС из забоя (м3/с); ?,(() - приток ГЖС из верхней части колонны (в переходном режиме) (м3/с); - объемный расход доливаемой в затрубное

пространство жидкости (м3/с), с удельным весом уЛО (кг/м3).

На основе введенных параметров и обозначений для создания гидродинамического блока моделей примем следующие основные допущения: рассматривается вертикальная скважина; линеаризуются нелинейные эффекты, связанные с газовым фактором и гидросопротивлением потоку жидкости в трубах; скважина эксплуатируется с забойным давлением выше давления насыщения.

Вводится переменная состояния у (Ое (0, 1], характеризующая состояние загрязненности части призабойной зоны вблизи перфорации ОК. Асимптотический закон «очистки» ПЗП, пропорциональный объему прокаченной жидкости, задается уравнением вида:

где Уг — ранее отмеченная «засоренная» емкость прилегающей части ПЗП, «очищаемая» фильтрационным потоком ГЖС - <&(/)• Модель учитывает эффект фильтрационной «очистки» ПЗП в остановленной скважине (при (*(/) = 0) в переходный период восстановления давления, который снижается до значения ?((')*«'„. *„«!■

Динамика замещения жидкости глушения пластовой жидкостью в стволе скважины подчиняется упрощенному уравнению сохранения масс, и искомое соотношение имеет вид:

■~1 = чЛ0<гя- г(0)+(О ■ (Гм - г(0)> (2)

о/

где У( {1) - объем (м3) полости скважины, заполненной жидкостью глушения.

Собственно гидродинамический блок модели описывается следующей системой дифференциальных уравнений, представленной ниже: dh.it)

Л

--9(0-?, (0-9* (О,

^ С)' ^¡Г = О' - /О) + (О ■ (у*, - КО). ас

(3)

^ • -1 = (О• ("(/) + (1 -«(О)•«.)•(!- ^0).

где первое уравнение отражает динамику линеаризованного распределения давления в стволе скважины, включая нелинейную характеристику насоса; второе уравнение — линеаризованная динамическая модель ПЗП; третье и четвертое уравнения описывают динамику главных осложняющих факторов, рассмотренных ранее в (1) и (2) соответственно. Гидравлический блок отслеживает, прежде всего, опасности срыва подачи, что связано с перерегулированием переменной динамического уровня.

Следует заметить, что учет тепловых факторов пробоя изоляции ПЭД потребовал составления теплофизической модели скважины. А упрощенная структура теплофизической модели, в свою очередь, включает следующие переменные состояния: - температура ГЖС низа обсадной колонны, 02(О -температура обсадной колонны и прилегающих к ней горных пород на уровне подвески двигателя, 0О(/} - температура «охлаждающей» жидкости в кольцевом сечении между обсадной колонной и погружным электродвигателем (ПЭД), 0Д(/) — средняя температура ПЭД как активного элемента системы. Математическая модель теплообменных процессов а СС может быть представлена следующей системой уравнений (4):

сл-ул- - У • ■ Шо - (О)+"(О • (О,

^(О-У+У^+У^ на <4)

С„-К- ^^ = ¿0 ■ А> • Шо - 0г (0) - У ■ 1г ■ & (О - ОсЛ0\

а!

где коэффициенты < с,, Л, > - средние теплоемкости и теплопроводности выделенных термических зон, — площади поверхностей контакта выделенных элементов. В силу малых объемов кольцевого пространства вокруг ПЭД данная зона рассматривалась как статическое звено. Краевые условия соответствуют глубинной геотермали. Действие осложняющих факторов в работе иллюстрируется примером моделирования термогидродинампческнх процессов в

СС с параметрами: ЭЦН-250-П00, ПЭД-63-П7, Н„=1500 м, Н,=2000 м , Р,^ ¡9,5 МПа, Ру= 1,5 МПа, °С. где на рисунке 2 по горизонтали указано

время и уровень засорения ПЗП.

Рис, 2, Графики переходных процессов в СС для расчетного примера

Как видно из рисунка 2, количественный анализ динамики пусков для объединенной модели скважины надежно воспроизводит ожидаемые эффекты по перегреву двигателя и перерегулированию динамического уровня.

Третий раздел посвящен технологиям настройки гидродинамического блока модели на основе реальных данных протоколов освоения скважин для месторождений мегионской труппы. Функциональная схема настройки модели с критерием среднеквадратического отклонения по выходу - Ил„„ измеряемому на устье скважины, приведена на рисунке 3,

Иссл ед овате л ю доступны средства настройки фильтра для сглаживания зашумленных данных по измерениям

динамического уровня и варьированию

временного

Рис. 3, Функциональная схема масштаба, а настройки модели также параметры

гидродинамического блока. Настройке подлежали следующие параметры; V -уровень начального загрязнения ПЗП, Уг~ емкость зоны загрязнения ПЗП, У -свойства динамики замещения жидкости в полости скважины. В эксперимент« закон асимптотического замещения дополнялся настраиваемыми механизмами поршневого вытеснения жидкости. Учитывая ограниченное число настраиваемых параметров, технология оценивания была построена на основе имитационного

визуально-граф иче с ко го анализа. Для чего были разработаны специальная система и интерфейс, представленные на рисунке 4.

уярм.'ивц иннрдтиивД идс^мфй шж.ш ________________(»"К^б

График изменения динамического уровня в скважин»

а

эа£№у1еивпинейиьй( хф&терисшк в поршнеам* модеш

Каежнристик! I з^с*

Рис. 4, Пример интерфейса визуально-графической настройки Система позволяет (согласно выставленным настройкам, динамике замещения жидкости с поршневым эффектом -1, асимптотическому закону -2, начальному уровню засорения -3, емкости засоренной части ПЗП -4) восстанавливать графики переходных процессов по динамическому уровню -6 и сравнивать их по средне к вадратической метрике -5, 8 с паспортными данными кривой освоения -7.

По исходным данным паспортов удается настраивать модель в статическом режиме, который заключается в подборе коэффициента продуктивности. В динамическом режиме вышеназванные параметры подбираются по отдельности и совместно.

На рисунке 4 представлен результат настройки для системы со следующими характеристиками: ЭЦН-60-2000, ПЭД-32-117. Ни=2080 м, Н}=2170 м, Рл,^19 МПа, Ру=1,5 МПа, обводненность 91%\ в данном случае были подобраны параметры V = 0,62, У„=17 м3, у =¡1000 кг/м\ при этом среднеквадратическая ошибка не превышала 4%,

Обработка фактурного материала паспортов освоения подтвердила состоятельность предложенных механизмов описания действия осложняющих факторов по засорению части ПЗП и по разноплотностным механизмам с учетом нелинейных эффектов поршневого вытеснения.

В четвертом разделе приводится развитие алгоритмических схем исследования процессов конструирования и управления скважинной системой в

период освоения на основе параметрических и структурных методов теории автоматического управления.

Изначально низкая продуктивность, равно как и повышенная плотность откачиваемой жидкости, обуславливает малые расходы и прогрессивное снижение динамического уровня, что в совокупности ведет к нагреву двигателя и возможному срыву подачи насоса. И то, и другое интенсифицирует расход ресурса изоляции и приводит к быстрому отказу установки.

Известны также приемы, смягчающие режим освоения по указанным причинам, такие как: увеличение интервала погружения системы для упреждения условий срыва подачи; введение пуско-остановочных режимов откачки по факторам сильного снижения динамического уровня и перегрева двигателя; использование «избыточной» производительности для эффективной откачки тяжелой жидкости глушения; долив в затрубное пространство «легкой» жидкости для стабилизации убывающего уровня на безопасном расстоянии от приемной сетки насоса с одновременным разбавлением (облегчением) тяжелой задавочной жидкости; применение погружных систем с регулируемой производительностью (частотно-управляемый привод).

Нг р, О, 7Г <£. Л> На основе этого

' I Т Г I 1 Л- предлагается

объединить задачи подбора по

производительности и режиму освоения, что с системных позиций отражено схемой на рисунке 5, где наряду с ранее задействованными параметрами вводятся новые, связанные с режимами освоения и представленные следующими пятью группами.

Первая группа - это конструктивные и

теплофизические параметры объекта:< И.,

Рис. 5. Функциональная схема комплексной системы управления процессом освоения скважины

в.

К,.

<с.

V * ¥пл *

Л, >>. Вторая

вй, в,, вг>. Третья

группа — вектор состояния системы < АЛ, Р2, у группа - осложняющие факторы освоения <>Ч0), Уг, ^(0)>. Четвертая группа -конструктивно-эксплуатационные параметры, подлежащие выбору * = < Р,, Ни, М0, у„, й41, А(1)>. Пятая группа - алгоритмы управления <ч,

С», П>, где для определения и(0 в режиме периодической откачки используется следующее выражение, представленное ниже (5):

1-"('-), если Йг-) = 1)а{(АД(+)>А

V |(и(/-) = О)л (&('+) 2 А,)л (^(0 5 в,))} = 1,

и(1~) в противном случае.

Оптимальное регулирование процесса освоения связывается с минимальным уровнем дополнительного расхода ресурса системы

АЯ(х)-

■ пил,

хеХ

(6)

где х — вектор настраиваемых конструктив но-эксплуатациошплх характеристик из области допустимых значений X.

Обоснование оптимальных решений требует более строгой формализации критерия (б) и полнофакторного описания гидротермической модели скважинной системы. Основываясь на публикациях В.Н. Филиппова, И.Г. Соловьева, факторных моделях В.В. Сушкова, И.В. Генералова и др., дополнительные затраты ресурса погружной системы при освоении предлагается оценивать по упрощенному выражению:

АЛ = с,-п + сг • ^ЗвЛ(т)<!т + с3 ■дНн +с, (7)

/

где и - число повторных пусков за период освоения; 39^) = (0а(г) — —

относительное превышение температуры двигателя над номинально-допустимым значением - в^; 5Нн = {Нн - Нна)/Ьа - дополнительное погружение системы под динамический уровень нормального режима эксплуатации; ¿кИ = (ДЛ - ДЛ0 )/ДЛ„ — относительное смещение рабочей точки УЭЦН по напору от номинальной - ДА„ по паспорту.

Пусковые режимы создают экстремальные пусковые температурные возмущения из-за кратных превышений пусковых токов в статорных обмотках ПЭД. Дополнительные интервалы погружения только ужесточают температурный режим работы двигателя, а, кроме того, обуславливают риск механического повреждения изоляции при проталкивании УЭЦН в наклонно-направленных скважинах. Смещение рабочей точки по напору от оптимального значения по максимуму КПД также приводит к повышенным тепловым потерям в системе. Поглощение устьевым штуцером избыточного напора насоса интенсифицирует механический износ системы, повышая риск «полета» (рас члене нения) УЭЦН.

Практическое решение сформулированной задачи (6), (7) определяется возможностями реализации указанных выше приемов освоения скважин. В обязательном порядке данная задача должна разрешаться относительно вектора конструктивных параметров: х = х>. Реализация последующих приемов предполагается при наличии глубинных измерений динамического уровня и

м

температуры ПЭД. Согласно проведенным исследованиям, наиболее доступным в эксплуатации является закон освоения в режиме периодической откачки, что предусмотрено автоматикой современных станций управления УЭЦН. Следует заметить, что наиболее щадящим приемом освоения в смысле (6) является технология с регулируемой производительностью - Менее

дорогостоящие технологии Л,, И2 дают большой расхода ресурса. Сравнение оптимальных режимов освоения в смысле (б) и (7) по технологиям Л, и Д, с настройками — х^ = Ыок[х)1, ] и = Ыок\х1, х2 ], производится на основе

вычислительного анализа работы скважннной системы, заданной следующими данными: ЭЦН-250-1100, ПЭД-63-И7, И„=¡500 м, Ну=2000 м , Р„=19,5 МПа, Ру=1,5 МПа, Ты=70 "С и для выбранных коэффициентов критерия с/= 0,25 су т/пуск, С}= 5 безразм.ед., С)=10 суш., с*=0. Результаты анализа по критерию (7) проиллюстрированы на рисунке б, где варианты численного расчета критерия представлены на а (для \{0)=0,1) и в (для \{0)=0,3), а режимные характеристики СС по изменению динамического уровня - для оптимальных точек технологии с периодической откачкой б иг.

в*

а:

лГ

)

4> {

Г

IX

I3

К

щ>

1.№0 1060 Ш МЛ {.(50 М79 Ш 1,21« Ш 1Л»

Максимальный динамический уровень» 10э м ..........*>

* I

X '

4

-г I 1

т

1.0)9 1.М0 1.0М 1,1 М 1,1 !1 ).т Максимальный динамический уровень, ч

----------------------- г)

Время, час Время, час

Рис. 6. Графики расчета критерия и траектории изменения динамического уровня в скважине

Графики свидетельствуют, что в рамках выбранного примера режим с технологией долива жидкости оказывается малочувствителен к вариации глубины подвески и в целом проигрывает в сравнении с режимом периодической откачки по температурному перегреву.

Предложенная технология расчета системы конкретизирует понятия оптимального конструирования и управления, устанавливая строгую взаимосвязь между параметрами конструкции СС (такими, как глубина спуска и типоразмер) и режимными (динамическими) параметрами периода освоения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1, Предложена гидродинамическая модель с сосредоточенными параметрами, учитывающая главные осложняющие факторы, а именно динамическое восстановление коэффициента продуктивности фильтрационным потоком флюида и массообменный процесс замещения жидкости глушения пластовой смесью. Составлена термодинамическая модель с сосредоточенными параметрами, учитывающая теплообменные процессы между ПЭД, жидкостью и горной породой.

2. На основе численного моделирования исследовано влияние осложняющих факторов на динамические характеристики скважинной системы и нагрузочные характеристики погружного оборудования, а также разработана визуально-вы числительная среда для настройки параметров гидроди нам и ческой модели по паспортным данным процессов освоения.

3. Предложен вид критериальной оценки дополнительного расхода ресурса в процессе освоения, состоящий из четырех компонентов: количества повторных пусков, суммарных перегревов погружного двигателя, увеличения интервала спуска системы и превышения напора насоса по сравнению с номинальным.

4, Исследованы оптимальные режимы освоения по введенному критерию и разработана вычислительная среда подбора режимных параметров и конструкции (а именно, глубина погружения установки, типоразмер УЭЦН) скважинной системы с учетом технологий периодической откачки и долива жидкости на стадии проектирования.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Фомин В.В. Математическое моделирование процесса освоения скважины глубинными насосами после глушения. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Труды 5-ой Международной многопрофильной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки». Математика, математическое моделирование, Ч. 1, 2. - Самара: Изд. СМГТУ, 2004. - С.194-195.

2. Фомин В.В. Программно-имитационный комплекс исследования процесса механизированного освоения скважины после глушения в образовательном процессе. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев И Информационные технолога и в образовании: Тезисы докладов региональной научно-практической конференции - Тюмень: Изд. ТюмГНГУ, 2004. - С.43.

3. Фомин В.В, Разработка про грамм но-имитационного комплекса освоения скважины механизированной УЭЦН после глушения на основе математического моделирования гидродинамических параметров системы «пласт-скважинз-насосная установка». / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Современные наукоемкие технологии — М,: Изд. «Академия Естествознания» 2004,№2.-С. 163.

4. Фомин B.B. Разработка исследовательского программно-имитационного комплекса режимов освоения скважины после глушения с УЭЦН. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев, A.C. Заводовский И Сб, трудов XI Междунар. науч.-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, «Современные техника и технологии - 2005», -Томск: Изд. ТПУ, 2005. -C.148-I49.

5. Фомин В.В. Технология исследования процесса освоения скважин с УЭЦН после глушения. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев, Н.С. Африн // Сб. трудов XI Междунар, науч.-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, «Современные техника и технологии - 2005». -Томск: Изд. ТПУ, 2005. -C.150-I53.

6. Фомин В.В. Математическая модель процесса освоения скважины с УЭЦН после глушения. / И.Г. Соловьев, В.В. Фомин // Вестник кибернетики. -Тюмень: Изд. ИПОС СО РАН, 2005, Вып.4. - C.10-I7.

7. Фомин В.В. Вопросы конструирования и управления скважинами с УЭЦН при освоении. / И.Г. Соловьев, В.В, Фом и и // НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005, №8. - С. 15-19.

8. Фомин В.В. Задачи моделирования процессов освоения скважин после глушения. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Институт нефти и газа: Сборник научных трудов. Т.1. - Тюмень: Изд. ТюмГНГУ, 2006. - С.205-207.

9. Фомин В.В. Моделирование процесса освоения скважин глубинным насосом с учетом степени загрязнения призабойной зоны. ! В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Институт нефти и газа: Сборник научных трудов, Т.1. — Тюмень: Изд. ТюмГНГУ, 2006. - С.202-204.

10. Фомин В.В, Разработка архитектуры распределенного приложения для имитационного моделирования освоения скважин с УЭЦН, реализованной с помощью Web-служб. / В.В. Фомин, И.И. Маркеев // Сб. материалов II Международной научно-технической конференции. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С.247-249.

Соискатель / В.В. Фомин

Подписано к печати Р£ Бум. писч. J6 1

ЗаказKi-í'Jfy Уч.-изд.л.

Формат 60x84 Vi 6 Усл. печ. л. </ С"

Отпечатано иа RISO GR 3750 Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСОВ КОНСТРУИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ПОГРУЖНЫМ НАСОСОМ ПОСЛЕ ГЛУШЕНИЯ.

1.1. Структура системы управления скважины с УЭЦН.

1.2. Задачи конструирования и управления скважинной системой с УЭЦН.

1.3. Анализ процесса принятия решения по оптимизации механизированного фонда с УЭЦН.

1.3.1. Анализ современных методов и средств конструирования и управления скважинной системой с УЭЦН.

1.3.2. Выявление доминирующих факторов, осложняющих процесс освоения.

1.4. Выводы по разделу.

2. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ.

2.1. Агрегированная гидродинамическая модель скважины.

2.1.1. Конструкция скважинной системы с УЭЦН.

2.1.2 Распределение давления в скважинной системе.

2.1.3. Физическая модель скважинной системы.

2.1.4. Модель «очистки» призабойной зоны пласта.

2.1.5. Модель массообменных процессов в скважинной системе

2.1.6. Статическая модель насоса.

2.2. Динамическая модель теплообмена в скважине с УЭЦН.

2.2.1. Схема распределения температуры в скважине.

2.2.2. Динамическая модель теплового баланса в скважинной системе.

2.2.3. Статическая характеристика мощности насоса.

2.3. Построение алгоритма численного расчета модели скважинной системы.

2.3.1. Построение расчетной схемы моделирования скважинной системы.

2.3.2. Начальные условия для расчетного примера.

2.3.3. Результаты расчета модельного примера.

2.3.4. Анализ влияния осложняющих факторов на характеристики моделируемой скважины.

2.4. Выводы по разделу.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ НАСТРОЙКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

3.1. Постановка задачи настройки модели.

3.2. Анализ информативности протоколов освоения.

3.3. Гидродинамический блок модели с учетом фактора поршневого вытеснения.

3.4. Системные принципы организации технологии настройки модели

3.4.1. Технология интерактивной настройки.

3.5. Пример реализации технологии интерактивной настройки.

3.5.1. Этапы моделирования. Выбор примера.

3.5.2. Визуально-графические средства настройки.

3.5.3. Результаты настройки модели.

3.6. Выводы по разделу.

4. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ КОНСТРУИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМОЙ.

4.1. Формализация критерия расхода ресурса.

4.2. Разработка детализированной функциональной схемы системы управления.

4.3. Пример синтеза и анализа конструктивных и режимных параметров скважинной системы по критерию дополнительного расхода ресурса.

4.3.1. Вычислительное конструирование регулятора периодической откачки.

4.3.2. Вычислительное конструирование регулятора для режима с доливом в затрубное пространство.

4.3.3. Сравнительный анализ режимов освоения по критерию дополнительного расхода ресурса.

4.4. Вариант использования предложенного подхода анализа и управления режимом и конструкцией скважинной системой.

4.5. Выводы по разделу.

Актуальность работы. Одной из важнейших научно-технических задач современной разработки нефтяных месторождений является задача повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, в частности, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), так как доля добычи нефти, приходящаяся на эти скважины, составляет в среднем около 70% от совокупной добычи нефти во всем западносибирском регионе.

Успешное решение этой задачи зависит от решения множества локальных задач, обусловленных сложными конструкционными, геолого-техническими условиями, взаимосвязанными и взаимовлияемыми процессами, происходящими в скважине с погружным оборудованием и призабойной зоне пласта.

Одной из таких задач, затрудняющих достижение высокой эффективности эксплуатации скважин, является задача вывода скважины с УЭЦН на режим после глушения.

Проблемность ситуации в том, что в кратковременный период освоения требуемая производительность и уровень подвески погружного оборудования отличается от оптимальной конструкции системы в режиме нормальной эксплуатации. Возникающая диспропорция обуславливает риск преждевременных отказов УЭЦН и требует введения специальных режимов работы, смягчающих негативное действие факторов освоения. Хотя период освоения скважины после глушения может длиться 1-12 суток, тем не менее, по статистике предприятий, около 6 % скважин так и не удается вывести на режим в силу полного расхода ресурса погружной системы. В любом случае, даже введение регулируемых режимов освоения интенсифицирует расход эксплуатационного ресурса УЭЦН, сокращая суммарный срок службы системы.

По опубликованным работам и научно-техническим материалам можно выделить отдельных авторов и школы, развивающие современные пути решения этой задачи, которые объединяются в три группы:

- совершенствование геолого-технических мероприятий, связанное с применением современных гелиевых жидкостей глушения и повышением качества проведения ремонтов (В.Н. Нюняйкин, Ю.В. Зейгман, С.А. Рябконь и др.);

- совершенствование методов, позволяющих подобрать типоразмер погружного оборудования к условиям скважины (Ш. К. Гиматудинов, B.JI. Дайчман, Ю.А. Балакиров, В.Н. Ивановский и др.);

- совершенствование методов оперативного управления, - в том числе, интеллектуализация систем управления скважиной (В.В. Кульчицкий, Н.П. Запивалов, С.И. Юсифов, Б.Г. Ильясов, O.A. Чукчеев, A.B. Локтев, P.C. Галимов и др.).

Выявлено, что большинство исследователей для снижения негативного влияния факторов освоения предлагают новые конструкции, материалы, системы - что немало важно, однако отсутствие расчетных схем, позволяющих совмещать вопросы проектирования (подбор, погружение) и управления последующим режимом, явно ощущается.

Поэтому для повышения эффективности проведения работ связанных с освоением скважин, оборудованных УЭЦН, и выводом их на номинальный режим требуется: а) совершенствование существующих методов проектирования скважинной системы; б) анализ применимости одного или нескольких способов оперативного управления, предлагаемых современными технологами. Это, в свою очередь, неразрывно связано с созданием оригинальных расчетных схем. Поэтому исследования по сформулированной многоплановой проблеме, несомненно, актуальны -как с теоретической, так и с практической точки зрения. В этой связи.

Объект исследования. Скважинная система с установкой электроцентробежного насоса в период освоения.

Предмет исследования. Динамические режимы освоения, задача и алгоритмы управления выводом скважины на режим после глушения. Инструментальные средства машинного анализа процессов освоения скважины с УЭЦН.

Цель исследования. Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважинной системы с УЭЦН после глушения и соответствующих конструкторско-эксплуатационных решений, связанных с подбором установки и расчетом режима эксплуатации на основе построения математической модели, адекватной факторам освоения.

Основные задачи исследования.

1. Анализ состояния вопросов освоения скважины после глушения. Определение доминирующих факторов, осложняющих вывод скважины на режим. Обоснование подходов и методов учета негативных факторов освоения.

2. Составление математической модели скважины с УЭЦН, отражающей влияние основных осложняющих факторов освоения.

3. Разработка алгоритмов освоения путем создания инструментальных вычислительных средств, предназначенных для анализа термогидравлических режимов работы скважины с УЭЦН.

Методы решения задач. Поставленные задачи решаются теоретическими методами иерархических многоуровневых систем, системного анализа, математического моделирования, теории автоматического управления и имитационного моделирования.

Научная новизна работы.

1. Разработан и системно обоснован оригинальный подход к управлению процессом освоения скважины с УЭЦН после глушения, заключающийся в том, что:

- задача оптимального освоения поставлена как экстремальная по минимизации функционала, отражающего дополнительные расходы ресурса погружной системы в период освоения;

- факторное поле параметров минимизации сочетает одновременный выбор конструктивных характеристик скважинной системы и временных режимов условий эксплуатации при освоении.

2. Разработана и программно реализована технология визуально-вычислительного анализа гидротермодинамических процессов в скважине с УЭЦН, позволяющая осуществлять подбор оптимальных конструктивно-режимных решений, учитывающих осложняющие факторы освоения.

На защиту выносятся.

1. Конструктивно-функциональная (физическая) схема и соответствующая ей вычислительная модель гидротермодинамических процессов в скважине с УЭЦН, отражающая основные закономерности процессов освоения после глушения и учитывающая:

- динамику восстановления коэффициента продуктивности вследствие «очистки» ПЗП фильтрационным потоком жидкости;

- динамику замещения внутриполостной жидкости пластовым флюидом с учетом долива в затрубное пространство;

- особенности теплопередачи и нагрева ПЭД на уровне подвески насоса.

2. Вид критерииальной оценки, отражающий дополнительный расход ресурса погружной системы в период освоения скважины.

3. Комплексная структура системы управления процессом освоения скважины с УЭЦН после глушения и вычислительная технология целенаправленного подбора режимных параметров алгоритма освоения при помощи методов периодической откачки и долива в затрубное пространство.

Практическая ценность работы. Предложенные принципы, учета дополнительного расхода ресурса и алгоритмы принятия решения по выбору конструктивных и режимных параметров скважинной системы с УЭЦН в период освоения, позволяют: а) более качественно подходить к вопросам проектирования механизированного фонда; б) количественно оценивать альтернативные конструкции и возможные режимы, возникающие при освоении скважины; в) прогнозировать достижения определенных оптимальных состояний системы.

Вычислительная технология и модель освоения скважинной системы с УЭЦН после глушения в условиях действующих осложняющих факторов эксплуатации создают основу для реализации функций проектного и оперативного управления процессами освоения в рамках действующих корпоративных информационных систем нефтепромыслов.

Апробация работы. Основные положения докладывались и обсуждались на международных конференциях: «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2004), «Научное студенческое сообщество и современность» (Турция, 2004), «Современные техника и технологии -2005 (СТТ'2005)» (Томск, 2005), «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006), региональная научно-практическая конференция «Информационные технологии в образовании» (Тюмень, 2004).

Публикации. По теме диссертации опубликовано десять печатных работ, в числе которых четыре статьи и шесть тезисов докладов на научно-технических конференциях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, включающего 140 наименований и 5 приложений. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 57 рисунков и 10 таблиц.

4.5. Выводы по разделу

1. Предложенная технология расчета системы конкретизирует понятия оптимального конструирования и управления, устанавливая строгую взаимосвязь между параметрами конструкции СС (такими, как глубина спуска и типоразмер) и режимными (динамическими) параметрами периода освоения.

2. Предложен вид критериальной оценки дополнительного расхода ресурса в процессе освоения, состоящий из четырех компонентов: количества повторных пусков, суммарных перегревов погружного двигателя, увеличения интервала спуска системы и превышения напора насоса по сравнению с номинальным.

3. Исследованы оптимальные режимы освоения по введенному критерию и разработана вычислительная среда подбора режимных параметров и конструкции (а именно, глубина погружения установки, типоразмер УЭЦН) скважинной системы с учетом технологий периодической откачки и долива жидкости на стадии проектирования. Предложенный подход анализа скважинной системы позволяет получить ответы на следующие вопросы:

Как исследовать влияния конструкции скважинной системы (глубины погружения, производительности погружного оборудования) на режимы, которые возникают в период освоения.

Как исследовать и сопоставлять имеющиеся технологии освоения скважины между собой и оценивать их влияние на расход ресурса погружной системы.

Как выбирать настройки регуляторов соответствующих технологий освоения скважинной системы, и как влияют настройки регуляторов на конструкцию скважины, так для глубины погружения были получены решения на модельном примере.

В настоящей работе были получены следующие результаты:

1. Предложена гидродинамическая модель с сосредоточенными параметрами, учитывающая главные осложняющие факторы, а именно динамическое восстановление коэффициента продуктивности фильтрационным потоком флюида и массообменный процесс замещения жидкости глушения пластовой смесью. Составлена термодинамическая модель с сосредоточенными параметрами, учитывающая теплообменные процессы между ПЭД, жидкостью и горной породой.

2. На основе численного моделирования исследовано влияние осложняющих факторов на динамические характеристики скважинной системы и нагрузочные характеристики погружного оборудования, а также разработана визуально-вычислительная среда для настройки параметров гидродинамической модели по паспортным данным процессов освоения.

3. Предложен вид критериальной оценки дополнительного расхода ресурса в процессе освоения, состоящий из четырех компонентов: количества повторных пусков, суммарных перегревов погружного двигателя, увеличения интервала спуска системы и превышения напора насоса по сравнению с номинальным.

4. Исследованы оптимальные режимы освоения по введенному критерию и разработана вычислительная среда подбора режимных параметров и конструкции (а именно, глубина погружения установки, типоразмер УЭЦН) скважинной системы с учетом технологий периодической откачки и долива жидкости на стадии проектирования.

1. Атнабаев, З.М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса Текст. / З.М. Атнабаев. //Нефтепромысловое дело. 2004. №4. С.54-57.

2. Атнабаев, З.М. Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН Текст. / З.М. Атнабаев. // Нефтяное хозяйство, 2001, №4, С. 72-74.

3. Атнабаев, З.М. Сравнительный анализ программ подбора насосов Текст. / З.М. Атнабаев. // Нефтепромысловое дело.2003. №4. С.25-31.

4. Афанасьев, В.Н. Математическая теория конструирования систем управления Текст. / В.Н. Афанасьев, В.Б. Колмановский, В.Р. Нососв. М.: Высш. шк., 2003. - 614с.

5. Ахметзянов, A.B. Выбор оптимальных режимов отбора жидкости из многопластовых нефтяных месторождений Текст. / A.B. Ахметзянов,

6. B.Н. Кулибанов, А.И. Фролов, P.C. Хисамов. // Автоматика и телемеханика. 1998.№ 6.С.67-73.

7. Ахметзянов, A.B. Нетрадиционные математические модели фильтации флюидов в пористых средах Текст. / A.B. Ахметзянов, В.Н. Кулибанов. // Автоматика и телемеханика. 2004.№ 8.C.3-13.

8. Ахметов, З.М. Оптимизация работы малодебитных скважин Текст. / З.М. Ахметов, Г.И. Храмогин, P.M. Хузин. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 9, С.30-31.

9. Баранов, Г.Л. Структурное моделирование сложных динамических систем Текст. / Г.Л. Баранов, A.B. Макаров. Киев: Наук. Думка, 1986.-272 с.

10. Богданов, A.A. Об определении давления на приеме погружного центробежного насоса в скважине Текст. / A.A. Богданов, В.Р. Розанцев, АЛО. Холодняк. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 8, С.3-4.

11. П.Бочаров, Г.В. Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина. Текст.: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Г.В. Бочаров. М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 128 с.

12. Бочарников, В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом: Учебное пособие Текст. / В.Ф. Бочарников. -Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2003. 336с.

13. Бусленко, Н.П. Моделирование сложных систем Текст. / Н.П. Бусленко. М.: Наука, 1978. - 399с.

14. Васильев, В.И. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин Текст. / В.И.

15. Васильев, С.Н. Закиров, В.А. Крылов. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 58-61.

16. Васильев, Ю.Н. Модель напряженного состояния призабойной зоны Текст. / Ю.Н. Васильев, H.H. Дубина. // Нефть и газ.2000.№ 4. С.44-57.

17. Владимирский, Б.М. Математика. Общий курс Текст. / Б.М., Владимирский, А.Б. Горстко, Я.М. Ерусалимский. СПб: Лань, 2004. -956 с.

18. Власов, В.В. Причины нарушения первичной гидродинамической связи. «ПЛАСТ СКВАЖИНА» и технологические недостатки методов очистки, основанных на принципе откачки жидкости / В.В. Власов, A.A. Ишмурзин. // Нефтегазовое дело. 2003. http://www.ogbus.ru

19. Габдуллин, Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в усложненных условиях Текст. / Р.Ф. Габдуллин. // Нефтяное хозяйство, 2002, №4, С. 62-64.

20. Гайсин, М.Ф. Анализ надежности работы электроузлов УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз», ООО «Лукойл-Западная Сибирь» Текст. / М.Ф. Гайсин. // Нефтяное хозяйство, 2002, №2, С. 76-79.

21. Галимов, P.C. Автоматизированное управление отбором продукции механизированных нефтегазодобывающих скважин Текст. / P.C. Галимов, P.A. Хамитов, Р.Ш. Тахаутдинов, A.B. Ахметзянов, В.Н. Кулибанов. // Автоматизации в промышлнности.2004. № 3. С. 3-7.

22. Галямов, М.Н. Установление оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН Текст. / М.Н. Галямов, P.M. Батталов, Р.Б. Узбеков. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 12, С.14-16.

23. Генералов, И.В. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения Текст. / И.В. Генералов, В.Н. Нюняйкин, Ю.В. Зейгман, М.К. Рогачев. // Нефтяное хозяйство, 2001, №10, С. 72-73.

24. Генералов, И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Саматлорского месторождения. Текст.: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / И.В. Генералов. Уфа: УГНТУ, 2005. - 184 с.

25. Герцен, И.П. Переток жидкости в скважине под действием перепада давления в трубах и кольцевом пространстве Текст. / И.П. Герцен, Ю.А. Оксимец. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1983, № 5, С.20-22.

26. Гибшман, Е.А. Реализация оптимальных режимов эксплуатации систем регулирования в АСУТП Текст. / Е.А. Гибшман. //Промышленные АСУ и контроллеры.2004.№6. С. 1-7.

27. Гизатуллин, Р.Г. Математическая модель работы скважин с установкой центробежных электронасосов Текст. / Р.Г. Гизатуллин, Н.Г. Мусакаев, В.Ш. Шагапов // Нефть и газ.2004.№ 2.С.23-28.

28. Гиматудинов, Ш.К. Справочная книга по добыче нефти Текст. / Ш.К. Гиматудинов. М.: Недра, 1974 - 704 с.

29. Гроп, Д. Методы идентификации систем Текст. / Д. Гроп. М.: МИР, 1979.-303с.

30. Гусейнов, Т.Р. Способ определения оптимальных режимов периодической эксплуатации глубинно насосных скважин Текст. / Т.Р. Гусейнов, A.B. Федяшин. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1990.№ 6. С.19-25.

31. Двинин, A.A. Способ регулирования подачи электроцентробежных скважинных насосов Текст. / A.A. Двинин, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 10, С.33-35.

32. Дроздов, А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов Текст. / А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство, 2003, №1, С. 6870.

33. Дроздов, А.Н. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости Текст. / А.Н. Дроздов, П.Д. Ляпков, В.И. Игревский. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1982, № 10, С.16-18.

34. Душин, В.И. Автоматизация объектов важнейшее условие повышения эффективности Текст. / В.И. Душин. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.2002.38. С.2-6.

35. Елизаров, О.И. Оптимизация работы насосного оборудования на скважинах Самотлорского месторождения Текст. / О.И. Елизаров, А.К. Ягафаров. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 10, С.23-30.

36. Ентов, В.М. Теория фильтрации Текст. / В.М. Ентов. // Соросовский образовательный журнал, 1998, №2, С. 121-128.

37. Ерка, Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы Текст.: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Б.А. Ерка. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. 125 с.

38. Зиякаев, З.Н. Некоторые вопросы оптимизации режимов откачки при периодической эксплуатации малодебитных скважин Текст. / З.Н. Зиякаев, В.Г. Салимов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 1, С.25-29.

39. Зозуля, Г.П. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин Текст. / Г.П. Зозуля, М.Г. Гйехман, A.B. Кустышев, Т.Н. Чижова, В.К. Романов, К.В. Бурдин. // Известия вузов «Нефть и газ». Тюмень: ТюмГНГУ, 2001, №6, С. 55-57

40. Ибрагимов, Г.З. Условия определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса Текст. / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». M.: ВНИИОЭНГ, 1979, № 10, С.21-24.

41. Ивановский, В.Н. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти Текст. / В.Н. Ивановский. // Нефтепромысловое дело.2000.№ 4. С.11-16.

42. Ильясов, Б.Г. Система автоматического управления добычей нефти из малодебитных скважин Текст. / Б.Г. Ильясов, Е.С. Шаньгин, К.Ф. Тагирова, А.Р. Танеев. //Нефтепромысловое дело.2004.№ 1. С.28-32.

43. Капралова, М.К. Исследование изменения коэффициентов продуктивности при разработке залежей нефти Западной Сибири Текст. / М.К. Капралова, В.Г. Каналин. // Нефтепромысловое дело. 1981. №11. С. 23-25.

44. Каптелинин, Н.Д. Исследование глубиннонасосных скважин при вводе их в работу Текст. / Н.Д. Каптелинин, И.П. Кочкин, Ш.Г. Усманов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 7, С.21-23.

45. Карнаухов, М.Л. Исследование скважин при проведении работ по их ремонту и восстановлению продуктивности Текст. / М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова. // Известия вузов «Нефть и газ». Тюмень: ТюмГНГУ, 2001, №6, С. 50-54.

46. Кожевников, E.H. Расчет гидродинамического сопротивления, обусловленного несовершенством скважины Текст. / E.H. Кожевников, В.А. Санников. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -M.: ВНИИОЭНГ, 2003, №11, С.8-12.

47. Кокорин, В.В. Комплексная оптимизация двигательных установок систем управления Текст. / В.В. Кокорин, Н.Б. Рутковский, Е.В. Соловьев. М.: Машиностроение, 1983. - 184с.

48. Комаров, B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования Текст. / B.C. Комаров. // Нефтяное хозяйство.2002. 3 9. С.77-80.

49. Котов, В.А. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН Текст. / В.А. Котов, И.Ш. Гарифуллин, Ш.В. Тукаев, A.A. Гоник, А.Ш. Тукаев, Т.М. Вахитов. //Нефтяное хозяйство .2001. № 4. С.58-62.

50. Кричке, В.О. Анализатор подачи погружного центробежного электронасоса Текст. / В.О. Кричке. //Автоматизация,телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1987. № 6. С.5-9.

51. Кудряшов, С.И. Экспериментальное исследование теплообмена в погружном вентильном двигателе Текст. / С.И. Кудряшов. // Нефтяное хозяйство. 2005. № 5. С. 111-113.

52. Кузьмичев, Н. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях Электронный ресурс. / Н. Кузьмичев Режим доступа: http://www.oi1capita1.ru

53. Куряев, C.B. Анализ изменения наработки оптимизированных скважин, оборудованных УЭЦН Текст. / C.B. Куряев. // Материалы 11 Конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей ХМАО.-М.: ВНИИОЭНГ, 2001. С.319-326.

54. Кутдусов, А.Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами Текст. / Автореферат диссер. на соиск. уч. степ, к.т.н. Уфа: УГТУ, 2002. -23с.

55. Лёнин, С.А. Телемеханизация станций управления УЭЦН Текст. / С.А. Лёнин, A.C. Гордеев. //Нефтяное хозяйство.2002. № 10. С.118-119.

56. Леонов, В.И. Исследование решений гидродинамических задач притока жидкости (газа) к скважинам Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 25.00.17. / В.И. Леонов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 24 с.

57. Лепехин, В.И. ЗАО «Электон»: разработка и опыт эксплуатации комплекса оборудования для автоматизации добычи нефти Текст. / В.И. Лепехин, Н.Г. Видякин, A.C. Валеев, А.Г. Канн // Нефтяное хозяйство, 2004, № 5, С. 111-112.

58. Линев, B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин Текст. / B.C. Линев. // Нефтяное хозяйств, 1971, №12, С. 60-65

59. Локтев, A.B. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦН Текст. / A.B. Локтев, O.A. Чукчеев и др. // Нефтяное хозяйств, 2003, №6.

60. Лысенко, В.Д. Исследование пластов и скважин. Исследование малопродуктивных скважин по методу восстановления давления Текст. / В.Д. Лысенко.// Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 11, С.32-41.

61. Лысенко, В.Д. Оценка эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти и конечной нефтеотдачи Текст. / В.Д. Лысенко. //Нефтепромысловое дело. 2001. № 12. С.49-54.

62. Лысенко, В.Д. Проектный расчет дебитов скважин Текст. / В.Д. Лысенко. // Нефтепромысловое дело.2000.№4. С. 4-7.

63. Люстрицкий, В.М. Методика определения перепада давления между забоем и приемом насоса в работающей скважине Текст. / В.М. Люстрицкий, Э.М. Хасанов, Д.С. Липанин. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004, № 5, С.25-30.

64. Ляпков, П.Д. Исследование работы погружного центробежного насоса на смеси вода-газ Текст. / П.Д. Ляпков, В.И. Игревский, А.Н. Дроздов.// Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1982, №4, С. 19-21.

65. Ляпков, П.Д. Работа погружных центробежных насосов на вязких газожидкостных смесях Текст. / П.Д. Ляпков, В.И. Игревский, А.Н. Дроздов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 6, С.11-14.

66. Матаев, Г.А. Фильтрационные характеристики разбуриваемых пластов Текст. / Г.А. Матаев, Т.Б. Малачиханов, B.C. Семенякин. // Нефтяное хозяйство, 1988, №4, С. 23-25.

67. Матвеев, С.Н. Повышение эффективности работы УЭЦН на нефтепромыслах ОАО «Сургутнефтегаз» за счет применения частотного регулирования вентильного двигателя Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 05.02.13. Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.-24 с.

68. Месарович, М. Теория иерархических многоуровневых систем Текст. / М. Месарович, Д. Мако, И. Такахара. М.: Мир, 1973. - 344с.

69. Минеев, Б.П., Применение пен при освоении скважин Текст. / Б.П. Минеев, А.Д. Голиков. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, №4, С. 16.

70. Мищенко, И.Т. Некоторые особенности разработки месторождений нефти с трудноизвлекаемыми запасами Текст. / И.Т. Мищенко. //Нефть газ. 2000.№3. С.27-34.

71. Мулявин, С.Ф. Исследование и регулирование процессов разработки нефтяных месторождений с учетом гравитационного разделения флюидов в пластах большой мощности Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 25.00.17. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. -24 С.

72. Мусабиров, М.Х. Текущий и капитальный ремонт скважин. (Технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта) Текст. / М.Х. Мусабиров // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 4, С.34-36.

73. Новицкий, П. В. Оценка погрешностей результатов измерений Текст. / П. В. Новицкий, И. А. Зограф. Д.: Энергоатомиздат, 1985.

74. Нюняйкин, В.Н. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения Текст. / В.Н. Нюняйкин, И.В. Генералов, М.К. Рогачев, Ю.В. Зейгман. // Нефтяное хозяйство, 2002, №2, С. 44-45.

75. Нюняйкин, В.Н. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов Текст. / В.Н. Нюняйкин, И.В. Генералов, М.К. Рогачев, Ю.В. Зейгман. // Нефтяное хозяйство, 2001, №10, С. 74-75.

76. Орлов, Д.Г. Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 25.00.15. / Д.Г. Орлов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 24 с.

77. Павленко, В. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов Электронный ресурс. / В. Павленко, М. Гинзбург. Режим доступа: http://www.oilcapital.ru

78. Пантелеев, Г.В.Установление оптимальной глубины спуска в скважины центробежных насосов Текст. / Г.В. Пантелеев, З.А. Ростэ. // НТЖ серия Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987, Вып.2, С.21-23.

79. Петров, A.A. Результаты эксплуатационных испытаний передвижной азотной компрессорной станции при освоении нефтяных скважин

80. Текст. / A.A. Петров, O.B. Антонов. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 73.

81. Пирвердян, A.M. Расчет эффективности при переводе скважин на периодическую эксплуатацию Текст. / A.M. Пирвердян, Н.Ш. Алиев, Н.М. Гаджиев, Н.Я. Мамедов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 12, С.17-20.(нет страниц)

82. Пономарев, А.К. Электрогидроприводный насосный агрегат для малодебитных скважин Текст. / А.К. Пономарев // Бурение и нефть, 2002, №11, С. 12.

83. Прогноз МРП работы УЭЦН действующего фонда скважин в условиях проведения интенсификации добычи нефти ГРП Текст. / Э.А. Ахмадуллин. // Нефтепромысловое дело. 2002. №7. С.38-40.

84. Пчелинцев, Ю.В. Использование моделирования стабильности работы скважин Текст. / Ю.В. Пчелинцев, , Е.А. Картежиков, A.M. Маврин //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2005.№2. С.31-36.

85. Пьянкова, Е.М. Влияние скин-эффекта на КВД Текст. / Е.М. Пьянкова. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 10, С.42-44.

86. Растригин, Л.А. Введение в идентификацию объектов управления Текст. / Л.А. Растригин, Н.Е. Маджаров. М.: Энергия, 1977. - 216с.

87. Растригин, Л.А. Современные принципы управления сложными объектами Текст. / Л.А. Растригин. М.: Сов. радио, 1980. - 232с.

88. Рябоконь, С.А. Универсальная технологическая жидкость глушения при ремонте и заканчивании скважин Текст. / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, A.A. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 62-64.

89. Салимгереев, М.Ж. Оптимизация режимов энергопотребления нефтепромыслового оборудования Текст. / М.Ж. Салимгереев, А.Г. Габдуллин, Ж.А. Умирбаев, Д. Беким-улы, И. Гитман, А.К. Шурыгин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 122-124.

90. Свалов, A.M. Геомеханические процессы в призабойной зоне скважины Текст. / A.M. Свалов // Бурение и нефть, 2002, №11, С. 32-35.

91. Семченко, П.Т. Частотное управление погружными насосами куста скважин в автоматизированной системе добычи Текст. / П.Т. Семченко, И.А. Гордон. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1984, № 6, С.36-39.

92. Соловьев, И.Г. Разработка основ автоматизированной технологии нефтедобычи для скважин оборудованных УЭЦН (промежуточный отчет). Том I. Текст. / И.Г. Соловьев. Тюмень: Тюменская гортипография упрполиграфиздата, 1984 - 124 с.

93. Соловьев, И.Г. Разработка алгоритма периодической эксплуатации УЭЦН с контролем ресурса изоляции Текст. / И.Г. Соловьев. -Тюмень, Тюменская гортипография упрполиграфиздата, 1984 47 с.

94. Соловьев, И.Г. Линейная модель ресурса погружного электроцентробежного насоса Текст. / И.Г. Соловьев, В.К. Конопелька. // Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности». 1987. №6.

95. Соловьев, И.Г. Гибкие автоматизированные технологии нефтедобычи. Концептуальные основы и системные принципы Текст. / И.Г. Соловьев. // НТЖ Вестник кибернетики. Тюмень: ИПОС СО РАН, 2004. Вып. 3. с. 136-149.

96. Страхов, С.Г. Подключение систем управления ЭЦН, оснащенных встроенными контроллерами, к АСУТП Текст. / С.Г. Страхов. // Нефтяное хозяйство, 2002, №7, С. 5-10.

97. Тагиев, А.А. Исследование пластов и скважин (Определение величины снижения уровня жидкости в скважине после гидравлического разрыва пласта) Текст. / А.А. Тагиев. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004, № 1, С.27.

98. Терегулова, Г.Р. Оценка экономической целесообразности оптимизации работы насосного оборудования добывающей скважины Текст. / Г.Р. Терегулова, Н.Ю. Коробейников. // Нефтяное хозяйство,2002, №1, С. 56-58.

99. Тихомиров, В.Б. Планирование и анализ эксперимента (при проведении исследований в легкой и текстильной промышленности) Текст. / В.Б. Тихомиров М.: Легкая индустрия, 1974. - 262 с.

100. Уметбаев, В.Г. Капитальный ремонт скважин на поздней стадии разработки месторождений Текст. / В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев. // Нефтяное хозяйство, 2002, №4, С. 71-75.

101. Усманов, М.Г. Применение испытателей пластов для очистки призабойной зоны Текст. / М.Г. Усманов, Т.З. Ихиятдинов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1982, № 4, С. 19.

102. Ухалов, К.А. Исследование влияния обводненности продукции скважин на отказы электроцентробежных установок Текст. / К.А. Ухалов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ,2003, № 10, С.35-35.

103. Фадеев, Д.К. Вычислительные методы линейной алгебры Текст. / Д.К. Фадеев, В.И. Фадеева. М.: Физматгиз, 1963. - 734с.

104. Филиппов, В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти Текст. / В.Н. Филиппов. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1983.-49С.

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

106. Фомин, В.В. Задачи моделирования процессов освоения скважин после глушения Текст. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Институт нефти и газа: Сборник научных трудов. Т.1. Тюмень: Изд. ТюмГНГУ, 2006. - С.205-207.

107. Фомин, В.В. Математическая модель процесса освоения скважины с УЭЦН после глушения Текст. / И.Г. Соловьев, В.В. Фомин // Вестник кибернетики. Тюмень: Изд. ИПОС СО РАН, 2005, Вып.4. - С. 10-17.

108. Фомин, В.В. Моделирование процесса освоения скважин глубинным насосом с учетом степени загрязнения призабойной зоны Текст. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Институт нефти и газа: Сборник научных трудов. Т.1. Тюмень: Изд. ТюмГНГУ, 2006. - С.202-204.

109. Фролов, C.B. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путем разработки и внедрения методики подбора и оптимизации работы оборудования Текст.: дисс. канд. техн. наук: 05.02.13 / C.B. Фролов-М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. 139 с.

110. Ханжин, В.Г. Некоторые факторы влияния способа освоения малодебитных скважин на эксплуатацию УЭЦН Текст. / В.Г. Ханжин. // НТЖ серия Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985, Вып.5, С.27-31.

111. Хоминец, З.Д. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны Текст. / З.Д. Хоминец, P.C. Яремийчук,

112. B.Н. Лотовский, В.Р. Возный. // Нефтяное хозяйство, 1988, №4, С. 2022.

113. Черемисинов, Е.М. Тепловые режимы погружного двигателя установок серии ЦУНАР-100 Текст. / Е.М. Черемисинов, С.Н. Матвеев, O.A. Оводков. // Бурение и нефть, 2002, №10, С. 6-11.

114. Черемисинов, Е.М.Частотные режимы работы системы «скважина-насос» установки ЦУНАР-100 Текст. / Е.М. Черемисинов, С.Н. Матвеев, O.A. Оводков. // Бурение и нефть, 2002, №11, С. 8-11.

115. Шафраник, С.К. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин Текст. / С.К. Шафраник, А.Ф. Косилов, A.A. Бояркин. // Бурение и нефть, 2002, № 10, С.20-21.

116. Шишков, С.А. Тепловой режим работы установки УЭЦН Текст. /

117. C.А. Шишков, В.М. Люстрицкий. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1998, № 11-12, С. 16-18.

118. Шмидт, С.А. Исследование нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН» Текст.: дисс. канд. техн. наук: 05.15.06 / С.А. Шмидт. Самара: СГТУ, 2000. -113 с.

119. Пат. 2203919 РФ, кл.2 Е 21 В 43/1 «Жидкость для глушения» / Овчинников В.П. и т.д. (РФ) 2000133203/03. Заявл. 29.12.2000. Опубл. 10.05.2003.

120. Пат. 2011812 РФ, кл. 1 Е 21 В 47/00 «Способ контроля работы скважины, оборудованной глубинным насосом» / Ключников А.И., ПопадькоВ.Е,- 4875649/03 Заявл. 02.07.1990. Опубл. 30.04.1984.

121. Пат. 2042765 кл.1 Е 21 В 43/00 «Способ эксплуатации насосных скважин» / Афанасьев В.А., Гордон И.А., Семченко П.Т. 5061252/03 Заявл. 02.09.1992. Опубл. 27.08.1995.

122. Barbe, I.A., Boyd B.L. Экспресс-метод исследования насосных скважин Текст. / I.A. Barbe, B.L. Boyd. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». M.: ВНИИОЭНГ, 1983, № 9, С.38-39.1. А в с 0 Е г о н 1 J К 1.

123. Месторождение/НГП Аган/НГП-6 Ответственный за ГТМ по скважине

124. Скважина 1005 Фамилия должность

125. Куст 91 Петров В.П. Вед. инж.

126. Вид ГТМ Возврат на Б18-22.ГРП5 Режим до ГТМ

127. Насос 1сп Пласт Ож Он % Нд/Рз7 вор :Я;0 Ю1

128. Интервал перфорации 2509-:;. 1 /9 Расчетный режим

129. Насос СП Пласт Ож Он % Нд/Рэ ООж ООн Дэк. Рзаб ож

130. S-r.f-.2100 2300 Г* 1 " 30 19 30 15-31/17 1-3 0 146 90

131. Режим после ГТМ (заполняется после вывода на реж.)

132. Насос 1сп Пласт Ож Он % Нд/Рз ООж ООн14 3-50-21'Х) 2300 618-22 Й6 70 6 ! 5.-' 17 56 4 15 1Н-26 Ьос-12 доп/обор/дование г/с. термоудлинитель 16 эз-90ат по рекомендации Шлюиберже

133. Рис. А. 1. Пример типового протокола освоения скважины №1005

134. Рис. А. 2. Пример изменения динамического уровня в скважине №10051. Л в с D Е F о н I j К L

135. Мвсторождвнив/НГП Аган/НГП-б Ответственный за ГТМ по скважине

136. Скважина 207 Фамилия ДОЛЖНОСТЬ

137. Куст 28 Петров В.П. Вед. инж.4 Вид ГТМ возврат на БВ-6 15 Режим цо ГТМ

138. Насос Lcn Ппаст Ож Он % Нд/Рэ7 v.A-ЫМ-1П0Г 15П0 БВ-8 .¡40 <39.5 01 «Л Г' в Интервал перфорации 221 ¿ 5 -222« 1. Э Расчетный режим

139. Насос Lcn. Пласт Ож Он % Нд/Рз DCSK DQh Д э к. Рзаб ож11 2 МО БВ-6 5í> 10 80 1 /50/1 « 168 50

140. Режим после ГТМ (заполняется после вывода на рож.)

141. Насос Lcn. Пласт Ож Он % Нд/Рз DOK DQh14 2140 ЕВ-С переведена в исслед

142. Ih-26 Ix*-11 доп/оборудсвание:г/с термост.иэбель

143. Рис. А. 3. Пример типового протокола освоения скважины №207

144. А В Мвсторождвнив/НГП C D í Аган/НГП 6 О Н 1 J К L Ответственный за ГТМ по скважине

145. Скважина 207 Фамилия I должность

146. Куст 2Ь Петров В П 1 Вед'ииж-1. Вид ГТМ погорят на ВВ -С 1. Режим цо ГТМ

147. Насос I Lcn. I Пласт Срк Он | % Нд/Рэ1."' А 1*."/. I hf"- I ЧУ I f ;'• 1. Интервал п&рфорации 1. Расчетный режим

148. Насос I Lcn Пласт Ож Он I % Нд/Рз DQ« I DQh I Д э к I Рзаб ож1. Vi \Ч;Г2 1 1 168 1 БО

149. Режим поел« ГТМ (заполняется1. Насос1. Дат»16 01 20061.n1. Время00 01 1900 20 01 1900 0902 1900 29021900 20031900 ОвО* 1900 29 04 1131 17 01 20062.10 9-30

150. Рис. А. 4. Пример изменения динамического уровня в скважине №207ятерзх^ит'ной'шьтройклй тце/щ

151. Графи« изменения *жем»чес*о-о>да»н» • с««««л»«

152. Срециечмдрвт»««»;:* отклсиеже10 11 12 13 1« 15 1в

153. Графическое запенив уровней в паршневсм мадели1. ТСКеН10000 50001. Ыдв/ьньЛ вес ЖГ1. ЦМР1. РапаМ

154. Модель подъема тяжелой «ионости38

155. И степь очистил прммбо¿ной зоны плсаста• Но>«**альный режк-1 фильтрации Количество шагов1. Начальное мгрмианм1. Ойквм загрязнем« ЛЗП10

156. Ыпрлвлвнив экспериментом ТаирМ1. П»»впъ И:1. Рапвб320ммшттммжмттшттттттшштшт

157. Рис. Б.1. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по коэффициенту продуктивности (номинальные условия) СКО 10%фШкиь упрляпеиип 'щЩШ «ивной нвмррЬнои «©дели

158. Графтесхое зааание уровней в поршневой модели1. ТСЬвП 1СЫЛ1. С^едивишдрати19 10 11 12 13 1« 15 1611«1И11111И1§111Ш1111111111111111И11Ш11111«1»11

159. Су-марная СКО 6,06525465346062

160. Номинальный режи-1 фильтра«« Количество шагов3201. Рапеб1. Припять изменения 3201. Сохранить1. Объем узгрюем ПЗП10.

161. У прав ленив экспериментом ТаирЫ

162. Рис. Б.2. График, иллюстрирующий результаты настройки модели при наличии жидкости глушения (асимптотический закон замещения)1. СКО 6,06%и»;

163. Сяе*ис»*»/ц>9тичео.ов эт<лзиеиие10 11 12 13 14 15 16тмтмшмшттттшмштпмпмшмшмттштммммм11 000 ■1050010000

164. Модель гучсгк-и приэабойной юны плсаста

165. Суммарная СШ 4.663649573922161. Начальное загрязнение1. Гол1. Объем загрязнения ПЗП17

166. Номинальный режим Фильтрации Количество шагов

167. Принять измене*« П:.Пуарасатдв- .-).

168. У праеле»«« экспериментом Таир1аИ1. Закрыть

169. Рис. Б.З. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по объему загрязнения части ПЗП и начальному уровню засорения ПЗП1. СКО 4,66%

170. Угол наклоне ^ 2 9^5217380523682 '2.7789478302002 РапеМ• Модель подъема тяжелой жидкости10 000 10500 11 СМ1. УдегьныйвесЖГ110001. Гамма Л97531. Гa^•4aZ2Г19867 Гамма Р11. Гамма Р2 |9786

171. Модель очистки прмэабойной зоны плсаста

172. Номиналы»« режим фи/ътрации Количество шагов 3201. Рапеб •нения 3201. Начальное загрязнение1. Объем загрязнения П 31

173. Упргепете зкспер»»*енгом 1аир1а»1

174. Ш1Ш11Ш1Ш1НШ1111Н1НИ111Ш111Ш1ШШ111 \с:тж*ш:-,1\1. Сосаиить

175. Рис. Б.4. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по вариации параметров поршневого закона замещения СКО 6,99%

176. Иии»рг}*йс унрлвлеиия итерлк гиеной настрпйкяй моапиграф»* изменен*« джвмичемого у рое ми в он ж те1. Среливг вадрвтиуеос*10 11 12 13 14 15 1в11 ООО 10)00 10000

177. Графическое задание уровней • поршневой чааели1. ТСЬвЛ11 000 ---— ■■/.10 500 1000010 000 10500 11 011. Угол наклонарр, 2 (0.764227628707886 411.37784087657328 Ролей

178. Моов/ь подъема тяжелой жидкостиер»р*а« 110 000 10500 11 Ш1. Удельны) вес ЖГ ;11000.• Модель очистки примбойной эоиы плсаста1. Га*»и2110784 Гамма22

179. Суммарная СКО 6.0500867664814

180. Номииальньы режим фильтрации Количество шаговР1. РапвВ10906 Г»<ма Р1101641. Начальное загрязнение

181. Объем загрязнения ПЭЛ •17.

182. Угравление экспериментом Таир1а*(1. Принять измене» мятмтмтмттмшмжмтшттттшттттштттм у-ттуия»-^320

183. Рис. Б.5. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по вариации параметров поршневого закона замещения СКО 6,05%

184. Ь^церфцЬсщт^щя нтрвкмм'и модели.

185. График изменеж» домммесзюго уроеня « ннвмуровней е поршневой моаели1. ТО«111000 10500 10 00010500 1000010000 10500 11 0110000 10500 11 01

186. Угол наклона е«*г 0.764227628707886л 1.37784087657928 110001. РапеИ• Модель подъема тяжелой жидкостиер1р!вй 1Г1. Гамма Р110164 Гамм« Р2• Модель очистки призабытой зоны плсеста1. СрвАнеиездипмеси*!

187. Суммарная СКО ¡192485149204731

188. Номь*4а/ъ*«>^ режим фильтрации Кожлестео шаговзаГ"1. Рапе<61. Примять изменен . 320йышшиыпшмтммытмммтштшшшшт \сж&№*пхгЛ ^^1. Нача/ъиое загрязнение0 621. Объем загрязнения ПЗП17

189. Управление экспериментом Твири*(1.

190. Рис. Б.6. График, иллюстрирующий результаты совместной настройки модели по всем варьируемым параметрам СКО 3,92%

191. Результаты настройки дополнительных примеров.