Автоматизированная система выбора методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Малиновская, Галина Николаевна

• Малиновская, Галина Николаевна
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Малиновская, Галина Николаевна

Введение

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

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

1.1.1. Физико-химические МВПЗС.

1.1.2. Гидромеханические МВПЗС.

1.1.3. Тепловые МВПЗС.

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

1.2. Интенсификация притока аномальной нефтй к забоям скважин.

1.2.1. Исследование факторов, влияющих на приток аномальной нефти.

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

Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. Разработка алгоритмов оценки технологической эффективности МВПЗС.

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

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

2.1.2. Программа «EFFECT», описание пользователя.

2.1.3. Пример расчета по программе «EFFECT».

2.1.4. Оценка параметров модели притока.

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

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

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

2.2.3. Оценка прироста дебита при наличии аномальных свойств нефти.

2.2.4. Описание программ «ANOMALY1» и «ANOMALY2»

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

Выводы к главе 2.

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

3.1.Постановка задачи распределения МВПЗС при отсутствии взаимовлияния между скважинами

3.2.Исследование задачи распределения МВПЗС с дробной функцией цели.

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

3.2.2. Алгоритм решения задачи распределения с дробной функцией цели.

3.2.3. Описание программы «SELMET1».

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

3.3.1. Постановка и математическая формулировка линейной задачи распределения МВПЗС.

3.3.2. Алгоритм решения линейной задачи распределения мвпзс.юз

3.3.3. Описание программы «8ЕЬМЕТ2».

Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. Разработка алгоритмов оптимального распределения

МВПЗС по группе взаимовлияющих скважин.

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

4.2. Постановка и математическая формулировка задачи.

4.3. Алгоритм решения.

4.4. Возможные обобщения модели.

4.5. Описание программы «ОРТМУР28».

Выводы к главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Автоматизированная система выбора методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин»

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

• сокращение объемов геологоразведочных работ,

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

• медленные темпы освоения новых месторождений,

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

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

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

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

Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

1) оценки прироста дебита добывающих скважин при применении МВПЗС;

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

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

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

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

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

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

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

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

- пластовая нефть является ньютоновской жидкостью;

- пластовая нефть обладает аномальными (неньютоновскими) свойствами.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Малиновская, Галина Николаевна

Выводы к главе 4

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

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

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

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

Заключение

Основными результатами исследований, представленных в настоящей диссертации, являются:

1. Алгоритмы оценки технологической эффективности МВПЗС.

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

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

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

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

Разработанные алгоритмы и их теоретическое обоснование определяют научную новизну диссертации.

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

Практическая значимость диссертации обусловлена:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

142

Список используемых сокращений

АДС - метод обработки скважин с помощью аккумулятора давления;

ГГД - метод обработки скважин с помощью гидрогенератора давления;

ГПП - гидропескоструйная перфорация;

ГРП - гидроразрыв пласта;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

КВД - кривая восстановления давления;

КО - кислотная обработка;

МВПЗС - метод воздействия на призабойную зону скважины;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление ;

ПАВ - поверхностно активное вещество;

ПЗС -призабойная зона скважины;

СКО - солянокислотная обработка;

СППР - система поддержки принятия решений;

ТГХВ -термогазохимическое воздействие;

ТКО - термокислотная обработка;

УВВ - метод обработки скважин с помощью управляемого волнового воздействия;

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Малиновская, Галина Николаевна, 2000 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

83. Азнахай шэЬэре, Нефтъчелэр ур.22 |ввд£га| г. Азнакаево, ул. Нефтяников. 22тел. [phone], факс [phone]

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

85. Программный комплекс включает:

86. Программу расчета технологической эффективности МВПЗС.

87. Программу выбора рациональных МВПЗС по группе скважин.

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

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