Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Моделирование и оптимизация стратегий ввода в разработку нефтяного месторождения

Диссертация: Моделирование и оптимизация стратегий ввода в разработку нефтяного месторождения
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Вторая глава посвящена вопросам формирования исходной информации, необходимой для решения поставленных задач. Предлагается технология использования пакетов по гидродинамическому моделированию продуктивных пластов, позволяющая оценить полезность для стадии ввода залежи как добывающих, так и нагнетательных скважин в виде некоторых потенциальных объемов добычи нефти и учесть различие в моментах… Читать ещё >

Моделирование и оптимизация стратегий ввода в разработку нефтяного месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ ОБЪЕКТА, ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛИ И 14 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 1. 1. Проблемы формирования рациональных стратегий ввода 14 залежи в разработку
    • 1. 2. Проектирование стадии ввода в разработку залежей нефти 24 на основе постоянно-действующих геолого-технологических моделей
      • 1. 2. 1. Краткая характеристика постоянно-действующих геолого- 24 технологических моделей
      • 1. 2. 2. Применение программных пакетов по гидродинамическому 26 моделированию
      • 1. 2. 3. Применение моделей и методов оптимизации. ф
    • 1. 3. Постановка задачи выбора оптимальной очередности ввода скважин в эксплуатацию
    • 1. 4. Постановка задачи выбора оптимальных сроков ввода скважин в эксплуатацию
  • Выводы к главе 1
  • 2. АЛГОРИТМЫ ОЦЕНКИ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ 47 ПОСТЕПЕННОМ ВВОДЕ СКВАЖИН В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
    • 2. 1. Разработка алгоритмов оценки объемов накопленной добычи 47 нефти при постепенном вводе скважин в эксплуатацию
    • 2. 2. Уточнение оценок объемов накопленной добычи нефти при 57 различных стратегиях ввода залежи в разработку
    • 2. 3. Теоретическое исследование алгоритмов оценки объемов 61 добычи нефти при вводе скважин в различные сроки
    • 2. 4. Моделирование стадии ввода в разработку участка Восточно- 75 Рогозинского месторождения
      • 2. 4. 1. Краткая геолого-физическая характеристика Восточно- 75 Рогозинского месторождения
      • 2. 4. 2. Описание варианта разработки, используемого при 80 моделировании стадии ввода участка Восточно-Рогозинского месторождения
      • 2. 4. 3. Гидродинамическое моделирование продуктивных пластов 84 В осточно-Рогозинского месторождения
      • 2. 4. 4. Оценка потенциальных объемов добычи нефти кустами скважин
  • Выводы к главе 2
  • 3. АЛГОРИТМЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ВЫБОРА ОЧЕРЕДНОСТИ 92 И СРОКОВ ВВОДА СКВАЖИН В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
    • 3. 1. Оптимизация очередности ввода скважин в эксплуатацию

    Ш> 3.1.1. Применение метода потенциалов для решения задачи выбора оптимальной очередности ввода скважин в эксплуатацию. 3.1.2. Приближенное аналитическое решение задачи выбора 99 оптимальной очередности ввода скважин в эксплуатацию.

    3.2. Сведение задачи выбора оптимальных моментов ввода 104 скважин в эксплуатацию к транспортной модели.

    3.3. Методика формирования рациональной стратегии ввода 113 залежи в разработку.

    3.3.1. Основные этапы методики.

    3.3.2. Модификации методики и области их применения.

    3.4. Формирование рациональных стратегий ввода в разработку 118 * участка Восточно-Рогозинского месторождения.

    3.4.1. Формирование стратегий ввода кустов скважин в 118 эксплуатацию.

    3.4.2. Формирование стратегий ввода в эксплуатацию скважин, принадлежащих кусту.

    Выводы к главе 3.

    4. ОБОБЩЕННЫЕ МОДЕЛИ ОПТИМИЗАЦИИ СТРАТЕГИЙ 128 ВВОДА ЗАЛЕЖИ В РАЗРАБОТКУ.

    4.1. Учет экономических показателей при выборе моментов ввода 128 скважин в эксплуатацию.

    4.1.1. Модели выбора сроков ввода скважин в эксплуатацию по 128 критерию минимума затрат при выполнении заданий по добыче нефти.

    4.1.2. Модель выбора сроков ввода скважин в эксплуатацию по 133 критерию максимума добычи нефти при ограничениях на затраты.

    4.2 Учет экономических показателей при выборе очередности 135 ввода скважин в эксплуатацию.

    4.2.1. Модель выбора оптимальной очередности ввода скважин по 135 критерию максимума добычи нефти при ограничении на затраты.

    4.2.2. Модель выбора очередности ввода скважин, учитывающая 144 разбуривание месторождения несколькими установками.

    4.3. Оптимизация сроков ввода скважин в эксплуатацию при 145 дополнительных условиях.

    4.3.1. Описание алгоритмов оптимизации.

    4.3.2. Выбор величины штрафных коэффициентов.

    4.4. Выбор оптимальной очередности ввода скважин при дополнительных условиях.

    4.4.1. Алгоритм выбора оптимальной очередности.

    4.4.2. Модификация алгоритма для решения задачи выбора 161 оптимальной очередности при разбуривании месторождения несколькими установками.

    Выводы к главе 4.

Целью проектирования разработки нефтяных месторождений является формирование и выбор вариантов освоения продуктивных пластов, обеспечивающих наилучшие значения технико-экономических показателей эффективности эксплуатации залежей. Одним из основных направлений, ориентированных на достижение этой цели, является широкое внедрение в практику проектирования компьютерных технологий, позволяющих имитировать поведение сложных пластовых систем при различных управляющих воздействиях. В свою очередь, применение компьютерных технологий предполагает привлечение математических методов, реализованных в виде программных комплексов, помогающих проектировщику количественно оценить реакцию пластов на различные управляющие воздействия (технологические решения) на любой стадии разработки залежи, в том числе и на стадии ввода месторождения в эксплуатацию. Если под стратегией ввода залежи в разработку (эксплуатацию) понимается определенная последовательность ввода скважин (кустов скважин) в эксплуатацию или очередность освоения участков залежи, то различные стратегии будут обеспечивать различные значения технико-экономических показателей разработки на стадии ввода. Основными причинами этого являются неоднородность продуктивных пластов по проницаемости и толщине, взаимовлияние между скважинами и их неравномерное обводнение.

В связи с этим актуальным является решение проблем формирования стратегий ввода залежей нефти в эксплуатацию, обеспечивающих высокие значения технико-экономических показателей эффективности их разработки. Основные проблемы формирования и выбора рациональных стратегий ввода связаны щ, — с оценкой объемов добычи нефти взаимодействующими скважинами, вводимыми в эксплуатацию в различные сроки;

— с оценкой вклада нагнетательных скважин в суммарную добычу нефти за период ввода залежи в разработку;

— с необходимостью подробного гидродинамического моделирования стадии ввода в разработку залежи для получения указанных оценок;

— с огромным числом возможных стратегий ввода.

В настоящее время для преодоления проблем формирования либо отказываются от подробного гидродинамического моделирования, либо анализируется лишь небольшое количество возможных стратегий ввода, что может привести к выбору нерациональных стратегий ввода. Очевидно, что для решения отмеченных проблем необходимо использовать как средства моделирования процессов, протекающих в продуктивных пластах, так и средства оптимизации, позволяющие осуществить сокращенный перебор наиболее приемлемых стратегий. 41 Поэтому целью настоящей работы, ориентированной на решение указанных проблем, является создание методики формирования рациональных стратегий ввода залежей в разработку, в большей степени, по сравнению с существующими подходами, обеспечивающей тесное взаимодействие моделей фильтрации и методов оптимизации. Причем предлагаемые алгоритмы оптимизации должны быть достаточно эффективны и при большой размерности решаемых с их помощью задач, а средства моделирования должны в максимально возможной степени учитывать неоднородность пластов, взаимовлияние скважин (кустов скважин), особенности процессов обводнения продуктивных пластов.

Заявленная цель работы определяет ее основные задачи, к которым ф относятся: ф — постановка и математическая формулировка задач выбора оптимальной очередности и сроков (моментов) ввода скважин в эксплуатацию;

— разработка методов оценки потенциальных объемов добычи нефти взаимодействующими группами добывающих и нагнетательных скважин, вводимых в различные сроки;

— разработка алгоритмов выбора оптимальной очередности и сроков ввода скважин в эксплуатацию;

— исследование и обоснование алгоритмов выбора оптимальной очередности и сроков ввода скважин в эксплуатацию;

— апробация алгоритмов выбора оптимальной очередности и сроков ввода скважин в эксплуатацию на примере проектирования стадии ввода в разработку реального объекта добычи нефти.

Исследованию и решению указанных задач посвящено основное содержание диссертации. Теоретической базой исследований, 41 представленных в данной диссертации, являются, прежде всего, работы X.

Азиза и Э. Сеттари [1], Ю. П. Желтова [39], С. Н. Закирова [13,40], В. Н. Кулибанова и М. В. Меерова [6,11, 43, 53,54,67], В. Д. Лысенко [59−61], М. Маскета [66], И. Т. Мищенко [72,73], М. М. Саттарова [83,90], В. Р. Хачатурова [47,65,97−99], И. А. Чарного [100], В. И. Эскина [104] и их учеников, заложивших научные основы теории проектирования нефтяных и газовых месторождений и применения компьютерных технологий в проектировании объектов добычи нефти и газа.

Основное содержание работы приведено в четырех главах. В первой главе анализируются особенности технологического процесса ввода залежи нефти в эксплуатацию. Целью анализа является выявления * требований, которым должны удовлетворять постановка и решение задач выбора оптимальной очередности и сроков ввода скважин в эксплуатацию. Проанализированы возможности современных программных пакетов по гидродинамическому моделированию продуктивных пластов и методов оптимизации с точки зрения цели диссертации. Анализ показал, что существующие подходы к формированию рациональных стратегий ввода залежей в эксплуатацию далеко не в полной мере используют возможности, предоставляемые пакетами по гидродинамическому моделированию и методами оптимизации. Кроме этого, их реализация наталкивается на ряд трудностей вычислительного характера. Приведенные в этой главе содержательные постановки и математические формулировки задач выбора оптимальной очередности и сроков ввода скважин в эксплуатацию позволяют избежать отмеченных затруднений. Математической формулировкой поставленных задач являются модели линейного булева программирования. В качестве критерия оптимальности в поставленных задачах предлагается использовать максимум накопленной добычи нефти за период ввода залежи в разработку.

Вторая глава посвящена вопросам формирования исходной информации, необходимой для решения поставленных задач. Предлагается технология использования пакетов по гидродинамическому моделированию продуктивных пластов, позволяющая оценить полезность для стадии ввода залежи как добывающих, так и нагнетательных скважин в виде некоторых потенциальных объемов добычи нефти и учесть различие в моментах (сроках) их ввода в эксплуатацию. Полученные оценки играют роль исходных параметров в моделях оптимизации очередности и сроков ввода скважин в эксплуатацию. Применение современных программных комплексов по гидродинамическому моделированию обеспечивает максимально возможный учет неоднородности продуктивных пластов, эффектов, связанных с интерференцией скважин, с их неравномерным обводнением. Предложены процедуры уточнения оценок потенциальных объемов добычи нефти взаимодействующими группами скважин. Эти процедуры используют дополнительную проектную или промысловую информацию. В главе приводится теоретическое обоснование предлагаемых алгоритмов оценки потенциальных объемов добычи нефти для ситуаций, допускающих аналитическое описание процессов разработки продуктивных пластов. Показано, что в этих случаях выбор оптимальной стратегии, основанный на непосредственном расчете объемов добычи нефти для каждой стратегии ввода, совпадает с выбором оптимальной стратегии предлагаемыми методами оценки потенциальных объемов добычи нефти. Результаты численного исследования методов на примере ввода в эксплуатацию участка Восточно-Рогозинского месторождения (Тимано-Печорская провинция) показали возможность его практического использования.

Третья глава посвящена решению поставленных в первой главе задач оптимизации стратегий ввода залежей в разработку. Показано, что эти задачи, сформулированные в виде моделей линейного булева программирования, могут быть решены стандартными алгоритмами, которые используются для решения линейных задач транспортного типа. Применение таких алгоритмов значительно облегчает решение задач даже при их большой размерности. Предлагается также приближенная аналитическая процедура построения оптимальной очередности ввода скважин, не требующая применения алгоритмов оптимизации и позволяющая учесть различия в длительности ввода отдельных скважин, кустов или блоков скважин. Апробация предлагаемых моделей и методов проводилась на примере выбора стратегий ввода в разработку участка Восточно-Рогозинского месторождения. Результаты апробации подтвердили их работоспособность. В этой же главе приведено описание основных этапов методики формирования рациональных стратегий ввода, а также рассмотрены модификации методики, одна из которых предназначена для выбора очередности ввода в эксплуатацию скважин, принадлежащих одному кусту (блоку), а другая — выбору оптимальной последовательности ремонта простаивающих скважин.

В четвертой главе рассмотрены возможные обобщения задач выбора оптимальной очередности и сроков ввода скважин в эксплуатацию. Обобщения связаны с учетом не только показателей, определяющих продуктивность кустов скважин, но и показателей экономического характера. Предлагаются постановка и алгоритмы решения четырех задач:

— выбора сроков ввода скважин в эксплуатацию по критерию минимума затрат, связанных с вводом скважин, при выполнении годовых заданий по добыче нефти;

— выбора сроков ввода скважин в эксплуатацию по критерию максимума накопленной добычи нефти за период ввода при выполнении ограничений на годовые затраты, связанные с вводом скважин;

— выбора очередности ввода кустов скважин в эксплуатацию с учетом затрат, связанных с разбуриванием залежи одной установкой, по критерию максимума накопленной добычи нефти за период ввода;

— выбора очередности ввода кустов скважин в эксплуатацию с учетом затрат, связанных с разбуриванием залежи несколькими установками, по критерию максимума накопленной добычи нефти за период ввода.

Сформулированные задачи относятся к классу обобщенных задач о назначениях (первые две задачи — линейного, а третья и четвертая задачи нелинейного булева программирования). Для решения двух первых задач предлагается использовать известный приближенный алгоритм, основанный на так называемом «лагранжевом ослаблении». Такой выбор обусловлен тем, что алгоритмы этого класса, за счет декомпозиции исходной задачи, хорошо приспособлены к решению задач оптимизации большой размерности. Для решения двух последних задач разработан.

Ф приближенный алгоритм, также основанный на лагранжевом ослаблении, но учитывающий при этом нелинейный вид модели оптимизации.

В Приложении 1 к диссертации приведены основные характеристики геологической модели Восточно-Рогозинского месторождения, в Приложении 2 — документы, подтверждающие внедрение полученных в работе результатов.

Основные результаты диссертации опубликованы в работах [12,28,31,32,34−37] и докладывались на IV-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2001), V-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003), 1-й научной конференции «Молодежная науканефтегазовому комплексу» (Москва, 2004).

Таким образом, на защиту выносятся следующие результаты работы:

Ф 1) методы оценки объемов добычи нефти различными группами скважин, учитывающие различие в моментах их ввода в эксплуатацию;

2) теоретическое обоснование применения методов линейного программирования для решения дискретной задачи выбора оптимальных моментов (сроков) ввода скважин в эксплуатацию;

3) процедура приближенного аналитического построения оптимальной очередности ввода кустов скважин в эксплуатацию;

4) обобщенные модели выбора оптимальных стратегий ввода залежей в разработку, учитывающие технологические и экономические показатели эффективности стратегий ввода;

5) алгоритм выбора оптимальной очередности ввода кустов скважин, # учитывающий затраты, связанные с перемещением бурового оборудования;

6) результаты апробации предлагаемых моделей и алгоритмов.

Диссертация выполнялась на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина под руководством к.т.н., доцента Т. Б. Бравичевой, которой автор выражает искреннюю благодарность. Автор также выражает свою признательность коллективу кафедры и ее заведующему, профессору И. Т. Мищенко за внимание, проявленное к данной работе.

Выводы к главе 4.

1. Предложенные модели дискретной оптимизации, относящиеся к классу обобщенных задач о назначениях, позволяют согласовать технологические и экономические характеристики при поиске рациональных стратегий ввода залежи в эксплуатацию.

2. Сведение задач выбора рациональных сроков ввода кустов скважин к обобщенным моделям о назначениях позволило для их решения применить модификацию метода Лагранжа, хорошо приспособленную к решению задач большой размерности.

3. Предложена и теоретически обоснована модель очередности ввода кустов скважин, позволяющая согласовать выбор рациональной очередности с выбором рационального маршрута перемещения технологического оборудования.

4. Разработан метод приближенного решения задачи выбора оптимальной очередности, основанный на ее линеаризации и декомпозиции, что делает целесообразным применение метода в задачах большой размерности.

5. Предложено обобщение модели очередности ввода кустов скважин, позволяющее учитывать разбуривание месторождения несколькими установками, и разработана модификация метода выбора оптимальной очередности, учитывающая такое обобщение.

Ш Заключение.

Предлагаемые в диссертации методы оценки потенциальных объемов добычи нефти группой скважин (оценки продуктивности участков залежи и вклада добывающих и нагнетательных скважин в общую добычу) при различных сроках ввода скважин в эксплуатацию позволяют свести проблему формирования стратегий ввода залежей в разработку к решению задач линейного программирования транспортного типа или обобщенных задач о назначении. Методы используют результаты расчетов, проводимых с помощью программных комплексов (пакетов) по гидродинамическому моделированию процессов, протекающих в продуктивных пластах. Применение таких пакетов позволяет в максимально возможной степени учесть неоднородность пластов, взаимовлияние между скважинами, их неравномерную обводненность, т. е. учесть основные причины, приводящие к неодинаковой эффективности различных стратегий ввода. В ф< качестве показателей эффективности стратегий ввода в диссертации предлагается использовать объемы добычи нефти, обеспечиваемые стратегиями ввода, и объемы затрат, необходимые для реализации стратегий. Эти показатели формируют критерии оптимальности и ограничения задач, решение которых однозначно определяет стратегию ввода залежи в разработку. Наличие критериев и ограничений технико-экономического характера ведет, в конечном итоге к формированию стратегий ввода, нацеленных на достижение высокой эффективности процессов ввода залежей в разработку и учитывающих технологические особенности этих процессов.

В диссертации обосновано использование для решения сформулированных задач дискретной оптимизации известных точных методов линейного программирования и приближенных алгоритмов дискретного программирования, основанных на декомпозиции решаемых.

Ш задач. В этом случае проектировщик имеет возможность получать результаты решения в достаточно оперативном режиме даже при большой размерности задач, характерной для задач проектирования разработки нефтяных месторождений. Это становится важным в условиях, когда имеется неопределенность в исходной информации, что также характерно для задач проектирования разработки залежей нефти. Изменяя в оперативном режиме наборы исходных данных, проектировщик может исследовать устойчивость и чувствительность оптимальных решений к изменению входной информации. Т.к. предлагается несколько моделей оптимизации стратегий ввода залежи в разработку и, соответственно, несколько алгоритмов выбора очередности или сроков вода скважин в эксплуатацию, то проектировщик имеет возможность ориентироваться на ту процедуру формирования стратегии ввода, которая в наибольшей степени соответствует конкретной ситуации с выбором проектных решений для конкретных объектов разработки.

Последовательное применение предлагаемых алгоритмов формирования исходной информации и алгоритмов выбора очередности или сроков ввода скважин в эксплуатацию можно рассматривать как единую методику формирования рациональных стратегий ввода залежей нефти в эксплуатацию. Имея в качестве основных составляющих указанные алгоритмы, методика объединяет возможности пакетов по гидродинамическому моделированию процессов вытеснения нефти из пласта и возможности процедур оптимизации в поиске решений, наилучших с точки зрения выбранных критериев. В этом состоят основные научные и практические результаты работы.

Результаты применения предлагаемой методики для моделирования и оптимизации стратегий ввода участка Восточно-Рогозинского месторождения подтвердили ее работоспособность. Кроме этого, полученные результаты позволяют сделать следующие выводы. С одной стороны, стратегии ввода не оказывают существенного влияния на значения конечного КИН. Это дает возможность при оценке вклада добывающих и нагнетательных скважин того или иного куста в общую по залежи добычу нефти в качестве «базового» варианта разработки задавать вариант, обеспечивающий проектное значение конечного КИН, а в качестве «базовой» стратегии ввода, как одной из составляющих варианта, задавать любую из допустимых стратегий. С другой стороны, различные стратегии могут существенно отличаться по эффективности именно на стадии ввода месторождения в разработку. Таким образом, существует возможность улучшения технико-экономических показателей эффективности процессов разработки нефтяных залежей за счет оптимизации стадии их ввода в эксплуатацию.

Отмеченные возможности, предоставляемые предлагаемыми алгоритмами, объединенными в методику, и результаты их апробации дают основание считать достигнутыми цели, поставленные перед настоящей работой.

Показать весь текст

Список литературы

  1. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982. — 407 с.
  2. М.А., Вольский В. И., Литваков Б. М. Элементы теории выбора. Псевдокритерии и псевдокритериальный выбор. М.: ИЛУ РАН, 1994.-216 с.
  3. М.Г. О применении заводнения на месторождениях нефти с начальным градиентом сдвига. // Нефтяное хозяйство. 1975. — № 10.-с. 38−40
  4. А.Ф., Дунаев В. Ф., Зубарева В. Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.: НУМЦ Минприроды РФ, 1997. — 341 с.
  5. Н.И., Данилов В. Л., Каменецкий К. Г. и др. Экономико-математическая модель для установления оптимальной очередности ввода в разработку нефтяных месторождений района. // Нефтяное хозяйство. 1968. — № 10. — с. 1−6
  6. А.В., Кулибанов В. Н. К проблеме оптимального управления разработкой нефтяных месторождений // Автоматика и телемеханика. 1998. — № 4. — с. 5 — 13
  7. М.Г., Исхага Х. Н., Колентьева О. Б. и др. Теоретические предпосылки оптимальной разработки нефтяного или газового месторождения // Известия вузов. Нефть и газ. 1990. — № 9
  8. К.С. Новый этап в развитии фундаментальных научных основ разработки месторождений углеводородов. / Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — с. 49−53.
  9. Ю.Н., Пономарева И.А. Критерий выбора оптимального варианта при проектировании разработки нефтяного
  10. Ш> месторождения // Нефтяное хозяйство. 1980. — № 1.-е. 10 — 12
  11. Я.М., Кулибанов В. Н., Мееров М. В. и др. Управление разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983. — 309 с.
  12. Т.Б., Ермолаев С. А. Формирование рациональной очередности ввода кустов скважин в эксплуатацию на основе пакетов по гидродинамическому моделированию // Нефтепромысловое дело. 2004. — № 1. — с. 6−9
  13. В.И., Гутников А. И., Закиров С. Н. и др. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений. М.: Недра, 1984.-254 с.
  14. Е.С. Исследование операций.-М.: Сов. радио, 1972.-552с.
  15. Вилков H. JL, Краснов Б. С., Шагаев Р. П. Экономико-математическая модель разведки и разработки нефтяных месторождений. // Нефть и газ Тюмени. 1971. — № 10. — с.57−61
  16. Вопросы автоматизации решения задач фильтрации на ЭВМ. / Ляшко И. И., Сергиенко И. В., Мистецкий Г. Е., Скопецкий В. В. -Киев: Наукова думка, 1981. — 296 с.
  17. Ш. К., Коротаев Ю. П., Тагиев В. Г. Системное моделирование оптимальных режимов эксплуатации объектов добычи природного газа. М.: Недра, 1989. — 264 с.
  18. В.П. Оценка сложности алгоритма Балаша / Сб. Математические методы решения экономических задач. М.: ЦЭМИ РАН. 1972. — вып.З. — с. 93 — 105
  19. В.П. Эффективность метода ветвей и границ в задачах с булевыми переменными. / Сб. Исследования по дискретной оптимизации. М.: Наука, 1976. — 424 с.
  20. В.В., Хабибуллин З. А., Кабиров М. М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. — 168 с.
  21. .П., Марон И. А. Основы вычислительной математики. М.: Наука, 1966. — 664 с.
  22. В.И., Леви Б. И., Пономарев С. А. и др. Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений на основе экономико-математического моделирования. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-55 с.
  23. С.А., Юфин П. А., Зайцев И. Ю. и др. Постоянно действующие гео лого-математические модели месторождений природных углеводородов. / Сб. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. М.: Наука, 2000. — с. 245−252
  24. К.М. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1965. — 288 с.
  25. В.М., Бернандинер М. Г. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. М.: Наука, 1975. — 200 с.
  26. А.И. Модели и методы оптимизации в проектировании АСУ. М.: МИНГ им. И. М. Губкина, 1991. — 38 с.
  27. С.А. Оптимизация стадии ввода в разработку нефтяного месторождения / Сб. тезисов докладов конференции «Молодежная наука нефтегазовому комплексу». Т.2. — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. — 2004. — с. 13
  28. С.А., Изюмов Б. Д. Формирование предпроектных вариантов разработки газовых залежей // Газовая промышленность. 2000. — № 3.. с. 36 — 37
  29. С.А. Применение агрегированных моделей разработки нефтяных залежей. / Сб. тезисов докладов Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть: наука, экология и экономика». Альметьевск: Альметьевский нефтяной институт.-2001.-с. 19
  30. С.А. Модель выбора оптимальных сроков ввода залежей в эксплуатацию // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2001. — № 9−10. — с. 13 -15
  31. С.А. Модель выбора рациональной стратегии ввода месторождения в разработку // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2003. — № 1. — с.20 — 22
  32. С.А. Оптимизация сроков ввода кустов скважин на месторождениях природных углеводородов // Наука и технология углеводородов. 2003. — № 2. — с. 75- 76
  33. С.А. Оптимизация стратегии ввода в эксплуатацию нефтяного месторождения // Нефть, газ и бизнес. 2003. — № 6 — с. 27−29
  34. Ю.М., Ляшко И. И., Михалевич B.C. и др. Математические методы исследования операций. Киев: Вища школа, 1979.-312 с.
  35. Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986.-332 с.
  36. С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача». М.: Издательский дом «Грааль», 2002. — 314 с.
  37. А.Б. Методологические основы многоцелевого системного проектирования разработки месторождений природных углеводородов. М.: ИПНГ РАН, 1990. — 114 с.
  38. Г. А. Продуктивность и добывные возможности куста газовых скважин. / Сб. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III. М.: ВНИИГАЗ, 1998. — с.116−134.
  39. Исследование и оптимизация многосвязных систем. / Под. ред. М. В. Меерова. М.: Наука, 1979. — 144 с.
  40. Ф.И., Садовский J1.E. Элементы линейной алгебры и линейного программирования. М.: Наука, 1967. — 312 с.
  41. Комбинаторные методы и алгоритмы решения задач дискретной оптимизации большой размерности. М.: Наука, 2000.- 360 с.
  42. А.А., Финкельштейн Ю. Ю. Дискретное программирование. М.: Наука, 1969. — 368 с.
  43. Ю.П., Сенюков Р. В. Методы оптимизации и их применение в задачах нефтяной и газовой промышленности. М.: МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1976. — 59 с.
  44. Т.П., Телков А. П. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой. / Сб. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. — № 6. — с. 34 — 39
  45. Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. — 303 с.
  46. А.П., Белаш П. М., Борисов Ю. П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1962. -430 с.
  47. В.Н., Литвак М. Л., Мееров М. В. и др. Решение одной задачи размещения применительно к проектированию нефтяных месторождений / Сб. Исследование и оптимизация многосвязных систем. М.: Наука, 1979. — с 79 — 88.
  48. В.Н., Литвак М. Л., Мееров М. В. и др. Решение некоторых задач оптимального проектирования нефтяных месторождений / Сб. Исследование и оптимизация многосвязных систем. М.: Наука, 1979. — с 88 — 100
  49. О.И. Теория и методы принятия решений. М.: Логос, 2000. — 296 с.
  50. Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. — 397 с.
  51. Н.Н., Филиппов В. П. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию. / Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — с. 3−18
  52. В.Д. Адаптивная система разработки нефтяных месторождений./ Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — с. 445 — 453.
  53. В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000. — 516 с.
  54. В.Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 2001.- 562 с.
  55. Л.С. Оптимизация больших систем. М.: Наука, 1975. -431 с.
  56. В.М. Новые подходы в теории разработки нефтегазовых месторождений. / Сб. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. М.: Наука, 2000. — с. 165 172.
  57. А.Г., Цвиркун А. Д., Кульба В. В. Автоматизация проектирования АСУ. М.: Энергоатомиздат, 1981. — 328 с.
  58. Р.Д., Хачатуров В. Р., Федосеев А. В. Системный анализ в перспективном планировании добычи газа. -М.: Недра, 1992.-287 с.
  59. М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953. — 607 с.
  60. М.В., Литвак Б. Л. Оптимизация систем многосвязного управления. М.: Наука, 1972. — 212 с.
  61. М. Математическое программирование. Теория и алгоритмы. -М.: Наука, 1990.-486.С.
  62. А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. Баку: Азернефтнешр, 1959. — с. 3 — 43
  63. B.C., Кукса А. И. Методы последовательной оптимизации. М.: Наука, 1983. — 207 с.
  64. И.Т., Бравичева Т. Б., Вишнепольский В. К. и др. Выбор рационального способа эксплуатации группы добывающих скважин // Нефтепромысловое дело. 1994. — № 6. — с. 2 — 3
  65. И.Т., Кондратюк А. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, 1996.- 190 с.
  66. И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003. -816 с.
  67. Модели управления трудовыми ресурсами / В. А. Дятлов В.А., А. И. Беляев и др. М.: Нефть и газ, 1999. — 192 с.
  68. А.В. Использование результатов гидродинамического моделирования для регулирования разработки залежи // Нефтяное хозяйство. 1999. — № 11. — с. 24 — 25
  69. С.В. Об оптимизации процессов функционирования ЭВМ в АСУ. // Автоматика и телемеханика. 1988. — № 3. — с. 118−128
  70. В.Г., Садчиков П. Б., Фазлыев Р. Т. Экспериментальное исследование вытеснения нефти водой из неоднородных систем. / НТС по добыче нефти. М.: ВНИИнефть. -1968.-вып. 32.-с. 58−67
  71. Оптимизация режимов работы скважин / Ю. А. Балакиров, В. П. Оноприенко, И. А. Стрешинский и др. М.: Недра, 1981.-221 с.
  72. Основы компьютерного моделирования. / Под. ред. В. В. Рыкова. -М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2000. 288 с.
  73. М.Н., Кабиров М. М., Ленченкова Л. Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1999. — 224 с.
  74. О.Ю. Парето-оптимальные и лексикографические решения частично-целочисленных задач, линейных по непрерывным переменным. // Автоматика и телемеханика. 1994. — № 2. — с.139−148
  75. С.А., Дзюба В. И., Леви Б. И. Об оценке оптимальности разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. -1981.-№ 11.-с. 3−6
  76. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений / М. М. Саттаров, Е. А. Андреев, B.C. Ключарев и др. М.: Недра, 1969. — 240 с.
  77. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений./ Под. ред. Ш. К. Гиматудинова.- М.: Недра, 1988. -302 с.
  78. Л.Г. Анализ сложных систем и элементы теории оптимального управления. М.: Советское радио, 1976. — 344 с.
  79. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153−39.0−047−00). М.: Минтопэнерго РФ, 2000. — 89 с.
  80. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153−39 007−96). М.: Минтопэнерго РФ, 1996. — 202 с.
  81. Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. М.: Радио и связь, 1993.-315 с.
  82. .Ф., Ковалев B.C., Колганов В. И. и др. Сравнительная оценка эффективности разработки месторождений Куйбышевской области. // Нефтяное хозяйство. 1983. — № 9. — с.43- 49
  83. А.А. Современные средства геостатистики в интегрированном моделировании газовых месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1999. — 35 с.
  84. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. / Под. ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. — 463 с.
  85. Теория и практика разработки нефтяных месторождений. М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. Научн.-исслед. ин-т», 2003. — 110 с.
  86. Е.Б. Задачи математического программирования транспортного типа. М.: Советское радио, 1967. — 208 с.
  87. Ю.Ю. Приближенные методы и прикладные задачи дискретного программирования. М.: Наука, 1976. — 264 с.
  88. А .Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде. М.: ВНИИОЭНГ, 1991.- 60 с.
  89. В.Р. Математические методы регионального программирования. М.: Наука, 1989. — 302 с.
  90. В.Р., Бобылев В. Н., Григорьева М. И. и др. Компьютерная система для прогнозирования показателей финансово-экономической деятельности нефтедобывающего предприятия в новых условиях. // Нефтяное хозяйство. 1995. — № 11.- с.29−31
  91. В.Р., Туев С. В. Математические модели и системы для формирования и оценки стратегий освоения морских месторождений углеводородов. М.: ВЦ РАН, 2002. — 72 с.
  92. И.А. Подземная гидрогазодинамика.-М.: Гостоптехиздат, 1963.-396 с.
  93. Ю.М., Гринштейн Ю. Б., Радашевич В. И. и др. Автоматизация проектирования АСУ с использованием пакетов прикладных программ. М.: Энергоатомиздат, 1987. — 328 с.
  94. М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. -М.: Недра, 1985.-288 с.
  95. И.Г. Математические методы и модели управления в строительстве. М.: Высшая школа, 1990. — 124 с.
  96. В.И. Непрерывные динамические модели объектов управления добычей нефти. М.: МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1979.-79 с.
  97. О.Г. Экономическая оценка разработки газоконденсатных месторождений в рыночных условиях // Тезисы докладов. Новые технологии в газовой промышленности. М.: ГАНГ им. И. М. Губкина. — 1995. — с. 321−322
  98. Abasov М.Т., Babayev D.A., Karayeva Е.М. A system approach to the problem of drilling and developing gas fields. Appl. Comput. Meth. Miner. Ind. Proc. 14th Symp. 1976.- New York, N. Y. — 1977. — p. 740 -745
  99. Bittencourt A.C., Home R.N. Reservoir Development and Design Optimization. SPE 38 895.
  100. Datta-Gupta A., Vasco D.W. Production tomography merges geophysics with reservoir engineering // Oil and Gas Joural. № 4. -2001.-p. 75−81
  101. Johnson M.E., Monash E.A., Waterman M.S. Modeling and optimizing a gas-water reservoir: enhanced recovery with waterflooding. J. Int. Assoc. Math. Geol. — 1979. — № 1. — p. 63−74
  102. Land A.H., Doig A.G. An automatic method of Solving discrete programming problems. // Econometric, 1960, vol. 28. p. 497−520.
  103. Mulvey J.M., Crowder H.P. Cluster Analysis: an application on lagrangian relaxation / Management Science 25, 4. p. 329 -340
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!