Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Моделирование и оптимизация теплофизических и гидродинамических процессов при эксплуатации нефтяных скважин

Диссертация: Моделирование и оптимизация теплофизических и гидродинамических процессов при эксплуатации нефтяных скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на второй Всероссийской научно-технической конференции «Прикладные задачи механики и тепломассообмена в авиастроении» (Воронеж, 2001), Международной научно-технической конференции «Системные проблемы качества, математического моделирования и информационных технологий» (Москва-Воронеж-Сочи, 2001), региональной научной конференции «Молодые… Читать ещё >

Моделирование и оптимизация теплофизических и гидродинамических процессов при эксплуатации нефтяных скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И РАЗМЕРНОСТИ
  • 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
    • 1. 1. Механизм образования пробковых барьеров во внутрисква-жинном оборудовании при механизированной добыче нефти
    • 1. 2. Основные способы и технологическое оборудование для ликвидации пробок различной структуры в НКТ
    • 1. 3. Теоретическая и экспериментальная база для исследований теплотехнических и гидродинамических режимов подземного ремонта нефтегазовых скважин
    • 1. 4. Выводы и задачи исследования
  • 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ И ТЕПЛОМАССООБМЕНА ПРИ РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬ-НЫХ РАБОТАХ В НКТ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
    • 2. 1. Постановка задачи моделирования
    • 2. 2. Математическая модель типового узла растепления гидратно--ледяной пробки в технологической системе ремонта НКТ
    • 2. 3. Математическая модель узла транспортирования промывочной жидкости в КГТ и кольцевом канале внутри скважины
    • 2. 4. Математическая модель типового узла транспортирования промывочной жидкости в атмосфере
      • 2. 4. 1. Математическая модель узла сливной магистрали
      • 2. 4. 2. Математическая модель участка КГТ от устья скважины до накопительного барабана
    • 2. 5. Математическая модель течения промывочной жидкости в узле КГТ, свернутой кольцами на барабане
    • 2. 6. Математическая модель типового теплообменного узла промывочной жидкости в теплоизолированном баке
    • 2. 7. Рабочая модель колтюбинговой системы подземного ремонта НКТ с рециркуляцией промывочного агента
  • 3. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНЫХ СРЕДСТВ И ПОСТАНОВКА МАТЕМАТИЧЕСКОГО ЭКСПЕРИМЕНТА ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ КОЛТЮБИНГОВЫХ СИСТЕМ РЕМОНТА НКТ
    • 3. 1. Разработка алгоритмов расчета на ПЭВМ математических моделей локальных узлов и колтюбинговой системы ремонта
  • НКТ в целом
    • 3. 2. Формирование справочной базы данных для расчетно-программ-ного комплекса «Моделирование тепловой технологической системы»
    • 3. 3. Обсуждение достоверности результатов расчета на ПЭВМ параметров колтюбинговой системы ремонта НКТ
    • 3. 4. Исследование рабочих параметров колтюбинговой системы при подземном ремонте НКТ в скважинах, окруженных вечно-мерзлыми грунтами
    • 3. 5. Выводы к главе 3
  • 4. ОПТИМИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ КОЛТЮБИНГОВЫХ СИСТЕМ ПРИ РЕМОНТЕ НКТ .'
    • 4. 1. Оптимизация удельных гидравлических потерь по геометрическим и теплофизическим параметрам колтюбинговых ремонтных агрегатов
    • 4. 2. Оптимизация рабочих параметров колтюбинговой системы ремонта НКТ по энергетическим затратам
    • 4. 3. Выбор оптимальных эксплуатационных режимов подземного ремонта НКТ с помощью котюбинговых агрегатов

Актуальность темы

Разработка нефтяных месторождений и длительная эксплуатация скважин неразрывно связаны с необходимостью подъема механизированными способами пластовой жидкости, содержащей, кроме нефти, парафины, смолы, песок, глины и сильно минерализованные агрессивные воды. На нефтепромыслах Российской Федерации механизированная добыча нефти преимущественно (около 2/3 нефтяных скважин) осуществляется при помощи штанговых скважинно — насосных установок, располагаемых внутри колонны насосно — компрессорных труб (НКТ). В процессе подъема пластовой жидкости кристаллогидраты, возникающие при растворении компонент попутного газа в пластовой воде, осаждаются на стенках колонн труб и в затрубном пространстве. Значительной интенсификации этого процесса способствуют повышение гидростатического давления и понижение температуры пластовой жидкости в скважине, в результате чего в НКТ образуются как гидратные, так и ледяные пробки, которые с течением времени полностью перекрывают русло и делают невозможным механизированную добычу нефти. Поэтому на скважинах периодически проводят ремонтновосстановительные работы по очистке русла НКТ от гидратных и ледяных пробок, в том числе и методом их промывки горячими соляными растворами t = 70 — 80й) при помощи мобильных колтюбинговых установок.

В настоящее время процесс формирования комплекса машин и колтюбинговых технологий для проведения подземного ремонта скважин в нашей стране только начинается. Первоначально колтюбинговые установки начали применять для очистки колонн труб и забоев от песчаных пробок в умеренных климатических условиях. Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием колонн гибких труб (КГТ), и перспективы дальнейшего развития нефтегазовой отрасли за счет разработки месторождений в отдаленных и труднодоступных районах (проект «Северные территории»), а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства, делают перспективным адаптацию этого вида промыслового оборудования к эксплуатации в сложных географических и климатических условиях.

Ликвидация гидратно-ледяных пробок в НКТ путем их промывки горячими соляными растворами в условиях пониженных температур требует назначения научно обоснованных режимов эксплуатации мобильных колтю-бинговых установок, что невозможно без предварительного проведения исследований по тепломассообмену в узлах размывания гидратно-ледяных пробок и КГТ из-за опасности чрезмерного переохлаждения промывочной жидкости и резкого снижения эффективности ремонта, вплоть до полной его невозможности. Поэтому данная работа представляет не только теоретический интерес, но имеет большое практическое значение.

Работа выполнялась в рамках плана научно — исследовательских работ по теме «Исследование процессов тепломассообмена энерготехнологического оборудования» (номер гос. регистрации 01.200.117 677).

Цель и задачи исследования

Повышение эффективности применения колтюбинговых агрегатов для обслуживания насосно-компрессорных труб за счет оптимизации протекающих в них теплофизических и гидродинамических процессов при эксплуатации нефтяных скважин.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:

1. Разработка математических моделей процессов тепломассообмена и теплопередачи в ассоциированной системе: колтюбинговый агрегат — гидрат-но-ледяная пробка — насосно-компрессорная труба, адекватных геофизическим и природно-климатическим условиям разработки нефтяных месторождений.

2. Формирование справочной базы экспериментальных данных, разработка алгоритмов и компьютерных программных средств для исследования теплофизических и гидродинамических процессов, протекающих при растеплении гидратно-ледяных пробок в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин.

3. Постановка компьютерного эксперимента по изучению степени влияния геофизических и природно-климатических условий ремонта нефтяных скважин на теплофизические и гидродинамические параметры колтюбинговых систем, а также оценка адекватности разработанной математической модели реальным условиям эксплуатации.

4. Оптимизация теплофизических и гидродинамических параметров мобильных колтюбинговых установок путем формирование целевых функций и оптимизационных моделей, а также процедур выбора рациональных эксплуатационных режимов при подземном ремонте насосно-компрессорных труб в сложных природно-климатических и геофизических условиях.

5. Разработка практических рекомендаций по выбору оптимальных эксплуатационных режимов подземного ремонта насосно-компрессорных труб при помощи мобильных колтюбинговых агрегатов в неблагоприятных природно-климатических и геофизических условиях.

6. Внедрение результатов исследований в производство и учебный процесс.

Методы исследований. Полученные результаты базируются на классической теории тепломассообмена, современных методах физического и математического моделирования с использованием вычислительной техники и справочных баз данных, оптимизации параметров технологических систем по целевым функциям.

Научная новизна. В итоге проведения теоретических исследований колтюбинговых технологических систем подземного ремонта НКТ в нефтяных скважинах получены следующие результаты.

1. Разработана математическая модель тепломассопереноса ингредиентов гидратно-ледяной пробки в зоне растепления НКТ, учитывающая взаимосвязь гидродинамических и теплофизических параметров потока промывочной жидкости со структурой и физико-химическим составом пробки при изменении температурного поля по глубине скважины.

2. Разработаны дискретные математические модели специфических узлов в непрерывно меняющейся во времени технологической системе ремонта НКТ, описывающие циркуляционные процессы теплообмена и теплопередачи в криволинейных и кольцевых каналах между промывочной жидкостью и окружающей средой.

3. Предложен алгоритм расчета обобщенной математической модели ремонтной системы, сформированы геометрические, теплотехнические, геофизические справочные базы данных и разработан расчетно — оптимизационный программный комплекс на базе лицензионных продуктов фирмы.

Microsoft, дающий возможность постановки математического эксперимента по ликвидации гидратно-ледяных пробок в нефтяных скважинах.

4. Сформированы принципы оптимизации по целевым функциям технологических режимов ремонта НКТ с помощью колтюбинговых установок в зависимости от их предельных гидродинамических и тепловых характеристик, а также природно-климатических и геофизических условий разработки нефтяных месторождений.

Практическая значимость и реализация результатов. Выполненные исследования процессов тепломассопереноса, теплообмена и теплопередачи в колтюбинговых технологических системах подземного ремонта нефтегазовых скважин дают возможность:

1. Выяснить физическую картину поведения промывочной жидкости, циркулирующей в колтюбинговых технологических системах ремонта скважин, степень искажения основного потока за счет процессов тепломассопереноса в зоне растепления гидратно-ледяной пробки в зависимости от ее структурного состава, гидродинамических и тешюфизических режимов ремонта, природно-климатических и геофизических условий разработки месторождения.

2. Разработать общий подход к выбору типоразмеров и рабочих характеристик мобильных колтюбинговых установок в зависимости от глубины ремонта НКТ в нефтегазовых скважинах, природно-климатических и геофизических особенностей разрабатываемых месторождений.

3. Оптимизировать энергетические затраты и реализовать эффективное управление технологическими режимами ремонта в процессе ликвидации гидратно-ледяных пробок в НКТ.

4. Осуществлять математическое прогнозирование и выдачу практических рекомендаций по подземному ремонту НКТ на базе расчетно-оптимизационного программного комплекса «Моделирование тепловой технологической системы».

Основные результаты диссертационного исследования используются в практике РКА ФГУП «Воронежский механический завод», Воронежского ОАО «Рудгормаш» и ООО НПФ «СпецРемТехника», а также в учебном процессе кафедр теоретической и промышленной теплоэнергетики и технологии машиностроения Воронежского государственного технического университета.

Достоверность результатов. Достоверность результатов диссертационной работы обеспечивается использованием классических методов физического и математического моделирования и оптимизации тепловых технологических систем, применением известных численных методов решения, реализуемых с помощью ЭВМ, отработанных методов исследований и наличием сформированных справочных баз данных, адекватных экспериментальным данным.

На защиту выносится:

1. Методика расчета теплофизических и гидродинамических параметров потока промывочной жидкости при растеплении гидратно-ледяной пробки на основе математической модели тепломассопереноса в узлах стабильной конфигурации.

2. Методика расчета эксплуатационных характеристик мобильных кол-тюбинговых установок, используемых для подземного ремонта НКТ в неблагоприятных природно-климатических и геофизических условиях на базе рас-четно-оптимизационного программного комплекса «Моделирование тепловой технологической системы».

3. Практические рекомендации по оптимизации режимов растепления НКТ и ликвидации гидратно-ледяных пробок в нефтегазовых скважинах.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на второй Всероссийской научно-технической конференции «Прикладные задачи механики и тепломассообмена в авиастроении» (Воронеж, 2001), Международной научно-технической конференции «Системные проблемы качества, математического моделирования и информационных технологий» (Москва-Воронеж-Сочи, 2001), региональной научной конференции «Молодые ученыеотечественной промышленности» (Воронеж, 2001), региональной научно-технической конференции «Компьютерные технологии в промышленности и связи» (Воронеж, 2002), на ежегодных научных конференциях Воронежского государственного технического университета (Воронеж, 2000;2002).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано семь печатных работ. При этом соискателем в работах: /104/ предложена расчетная схема гидросистемы ремонта скважин с подразделением ее на типовые функ.

10 циональные блоки- /108/ разработана обобщенная структурная модель кол-тюбинговой системы ремонта НКТ и предложен способ ее описания во времени- /109/ проведен анализ и сформирована математическая модель гидродинамики течения теплоносителя в технологических ремонтных установках- /113/ написаны главы 2, 3 и 4, посвященные математическому моделированию, расчету и оптимизации рабочих параметров тепловых технологических систем- /117/ выполнены и описаны результаты компьютерного эксперимента по исследованию теплофизических параметров колтюбинговых систем- /119/ разработан пакет прикладных компьютерных программ для расчета и оптимизации теплофизических параметров- /124/ предложены целевые функции и методика оптимизации теплофизических параметров при восстановительном ремонте нефтяных скважин.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав с выводами, изложенных на 124 страницах, содержит 52 рисунка, 11 таблиц, 25 страниц приложений и список литературы из 126 наименований.

6. Основные результаты работы внедрены на РКА ФГУП «Воронежский механический завод», Воронежском ОАО «Рудгормаш», ООО НПФ «Спец-РемТехника», в учебном процессе кафедр теоретической и промышленной теплоэнергетики и технологии машиностроения Воронежского государственного технического университета.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш. К. Гиматудинова.--М.: Недра, 1974.
  2. А. «Северные территории» самый подготовленный проект.// Нефть России.- 1999.- № 9.- С. 68−71.
  3. Технология и техника добычи нефти и газа.- М.: Недра, 1971,
  4. А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами.- М.: Недра, 1979.
  5. Гидравлические и пневматические безбалансирные приводы штанговой глубиннонасосной установки в СССР и за рубежом: Обзорная информация // ЦИНТИхимнефтемаш. Сер. ХМ-3.- М., 1972.
  6. А.Г. Гидроприводные штанговые скважинные насосные установки,— М.: Недра, 1982.- 245 с.
  7. Н.В. Топливно-энергетические ресурсы СССР.- М.: Наука, 1970.
  8. Фракционный состав // Neftegaz RU Наука, НТЦ «Новатор», 2001.- http://www.neftegaz.ru.
  9. Содержание воды // Neftegaz RU Наука, НТЦ «Новатор», 2001.- http://www.neftegaz.ru.
  10. Наличие хлористых и других минеральных солей // Neftegaz RU Наука, НТЦ «Новатор», 2001.- http://www.neftegaz.ru.
  11. Содержание механических примесей // Neftegaz RU Наука, НТЦ «Новатор», 2001.- http://www.neftegaz.ru.
  12. Содержание парафина // Neftegaz RU Наука, НТЦ «Новатор», 2001.- http://www.neftegaz.ru.
  13. Бык С. Ш. Газовые гидраты / С. Ш. Бык, Ю. Ф. Макогон, В. И. Фомина.- М.: Химия, 1980. 296 с.
  14. О.Ю. Совершенствование методов расчета условий гидра-тообразования / О. Ю. Баталин, М. Ю. Захаров. М.: Изд-во ВНИИЭГАЗпро-ма, 1988.
  15. С.Н. Математическое моделирование стационарного неизотермического движения газоводяных и газоконденсатных систем в скважине / С. Н. Закиров, Н. Е. Щепкина, А. И. Брусиловский // Изв. АН АзССР. Сер. Наука о Земле. 1989. — № 5.
  16. Р. Без гидратов. Оптимальная технология борьбы с гидра-топарафиновыми отложениями / Р. Маганов, Г. Вахитов, О. Баталин, Н. Ва-фина // Нефть России. 2000. — № 3.
  17. С.М. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / С. М. Вайншток, А. Г. Молчанов, В. И. Некрасов и др.- М.: Академия горных наук, 1999.- 224 с.
  18. Комплекс пароазотный ПАК1: Продукция // Космос-Нефть-Газ, 2000.- http://www.kng.ru.
  19. Автономный термогазовый прогреватель типа ПТГА-АС. // Казанский государственный технический университет, 2001.- http: // www.kstu.ru.
  20. Термогазовый прогреватель типа ПТС-АС. // Казанский государственный технический университет, 2001.- http: // www.kstu.ru.
  21. Агрегат для ремонта скважин А4−32 // Нефтедобывающее оборудование ОАО «Красный пролетарий», 2001.- http: //www.oil-equip.ru/kp/a4−32/a4-- 32.htm.
  22. Установка УПА-60. // Группа компаний «Нефтемаш», 2001.- http: // oilmach.ufacom.ru.
  23. Агрегат для освоения и ремонта скважин А-50М. // Типовое оборудование для ремонта скважин, 2000. http: //skvazhina.r2.ru/oilequipment/ ch2. phtml.
  24. А. Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин / А. Ахметов, Н. Рахимов, Р. Сахабутдинов и др. // КОЛТЮБИНГ. Технологическое приложение к ж. НЕФТЬ И КАПИТАЛ, 6.11.2001.
  25. Hydra-blast services. Remove deposits and restore production // Halliburton Energy Services Inc., 1997.- http: //www.halliburton.com.
  26. Создание установки для электрогидравлической обработки скважин нефтегазоносных месторождений // НИИ ГРП.- Рязань: НПЦ «Спарк», 2001.
  27. Применение технологии колтюбинга в нефтегазовом комплексе России //Нефтяное хозяйство. 2001. — № 9.
  28. Typical ACT hydraulic power technology unit // Advanced Coiled Tubing Units, 2000. http://www.advancedcoiledtubing.com.
  29. Typical ACT Stewart & Stevenson CT unit // Advanced Coiled Tubing Units, 2000. http://www.advancedcoiledtubing.com.
  30. Advanced coiled tubing units // ABC Nitrogen Service Corp., 2000. -http://www.abcnitrogen.com.
  31. Coiled Tubing Services: A wealth of applications for the energy world // Halliburton Energy Services, Inc., 1994. http://www.halliburton.com.
  32. Coiled Tubing Equipment. 80 К Large capability unit // Halliburton Energy Services, Inc., 1997. http://www.halliburton.com.
  33. Coiled tubing solutions guide // Halliburton Energy Services Inc., 1997.- http://www.halliburton.com.
  34. Фонд изобретательской деятельности // Колтюбинговая техника производства компаний ФИДа. Минск, 2001. — http://www.fidcoiledtubing.com.
  35. Технологическое оборудование для восстановления скважин // Колтюбинговая техника производства компаний ФИДа. Минск, 2001. -http://www. fidcoiledtubing.com.
  36. Технологическое оборудование для бурения и восстановления скважин // Колтюбинговая техника производства компаний ФИДа. Минск, 2001. — http://www.fidcoiledtubing.com.
  37. Сотрудничество // Колтюбинговая техника производства компаний ФИДа. Минск, 2001. — http://www.fidcoiledtubing.com.
  38. Дополнительное оборудование и услуги // Колтюбинговая техника производства компаний ФИДа. Минск, 2001. — http://www.fidcoiledtubing.com.
  39. Мобильная колтюбинговая установка «КРАБ-01» // Конструкторское бюро колтюбингового машиностроения. Воронеж, 2001. — http://kbkm.narod.ru.
  40. Мобильная колтюбинговая установка «КПРС-20» на базе автомобильного шасси // Конструкторское бюро колтюбингового машиностроения.- Воронеж, 2001. http://kbkm.narod.ru.
  41. Мобильная колтюбинговая установка «УРАН-20» // Конструкторское бюро колтюбингового машиностроения. Воронеж, 2001. — http://kbkm.narod.ru.
  42. Л.И. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1970. — Т. 1. — 492 с.
  43. Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1970. — 904 с.
  44. В.В. Гидравлические расчеты в теплоэнергетических системах: Учеб. пособие. Воронеж: Изд-во ВГТУ, 2000.
  45. И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.: Гостехтеориздат, 1951. — 224 с.
  46. X. Теплопередача при противотоке, прямотоке и перекрестном токе. М.: Энергоиздат, 1981. — 383 с.
  47. В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. М.: Высшая школа, 1969.
  48. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник/ Е. В. Аметистов, В. А. Григорьев, Б. Т. Емцов и др.- Под общ. ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. — 512 с.
  49. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей / Варгафтик Н. Б. М.: Наука, 1972. — 720 с.
  50. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / Идельчик И. Е. -М.: Машиностроение, 1975. 560 с.
  51. Тепломассообмен: Справочник / Лыков А. В. 2-е изд. — М.: Энергия, 1978.-480 с.
  52. Справочник по теплообменным аппаратам / Бажан П. И. и др. М.: Машиностроение, 1989. — 365 с.
  53. Jaeger J.C. The effect of the drilling fluid on temperatures measured in bore holls // J. Geophys. Res. 1961, v. 66. — № 2. — P. 563−569.
  54. И.А. О термическом режиме буровых скважин // Газовая промышленность. 1966. — № 10. — С. 7−13- № 12. — С. 1−5.
  55. В.Н. Методы расчета нестационарного теплообмена в скважинах // В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газокрнденсатных месторождений. М.: ЦНТИ по газовой промышленности. — 1967. — С. 60−96.
  56. Ramey H.J. Wellbore heat transmission // J. Petrol. Technol. 1962. -№ 4.-P. 427−435.
  57. Lesem L.G. et al. A method of calculating the distribution of temperature in flowing gas wells // Trans, of AIME. 1957, v. 210. — P. 169−176.
  58. Л.И. Проблема Стефана. Рига: Звайгзис, 1967. — 456 с.
  59. .А. О протаивании мерзлого грунта вокруг работающей скважины // Изв. вузов. Нефть и газ. 1970. — № 9. — С. 59−63.
  60. Couch E.J. et al. Permafrost thawing around producing oil wells // The j. of Canadian Petrol, technol., Apr.-June. 1970. — P. 107−111.
  61. .М., Васильев Ф. П., Успенский А. Б. Разностные методы решения некоторых краевых задач типа Стефана // В кн.: Численные методы в газовой динамике. М.: Изд-во МГУ, 1965. — Т. 4. — С. 139−183.
  62. Douglas I. Ir and Gallie T.M. On the numerical integration of a parabolic differential equation subject to a moving boundary condition // Duke Math. J., -1955.-№ 4.- P. 557−571.
  63. С.П. Массоперенос в системах с твердой фазой. М.: Химия, 1980. — 248 с.
  64. Теплотехника. Курс общей теплотехники. Изд. 2-е, перераб./ Под общ. ред. И. Н. Сушкина. М.: Металлургия, 1973. — 480 с.
  65. Т.М. Объемные насосы и гидроавтоматические двигатели гидросистем. М.: Машиностроение, 1974. — 607 с.
  66. .Б., Беленков Ю. А. Насосы гидроприводы и гидропередачи. М.: МАМИ, 1976. — 128 с.
  67. В.В., Михайлов А. К. Насосное оборудование тепловых электростанций. М.: Энергия, 1975. — 278 с.
  68. Гидравлика, гидромашины и гидроприводы: Учеб. для машиностроительных вузов / Т. М. Башта, С. С. Руднев, Б. Б. Некрасов и др. 2-е изд., перераб. — М.: Машиностроение, 1982. — 423 с.
  69. А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967. — 599 с.
  70. С.С. Основы теории теплообмена. Новосибирск: Наука, 1970.-659 с.
  71. Э.Р., Дрейк P.M. Теория тепло- и массообмена. М.-Л.: Гос-энергоиздат, 1961. — 680 с.
  72. Н.Н., Пудовкин М. А., Марков А. И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань: Изд-во КГУ, 1968. — 164 с.
  73. Н.Н., Ходырева Э. Я., Елисеева Н. Н. Геотермия областей нефте- и газонакопления. Казань: Изд-во КГУ, 1983. — 140 с.
  74. М.А., Саламатин А. Н., Чугунов В. А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: Изд-во КГУ, 1977. — 168 с.
  75. Н.Н., Николаев С. А. и др. Структура начального теплового поля нефтяного месторождения Узень. // Сб. Состояние и перспективы развития крупного центра нефтяной промышленности в Западном Казахстане. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. — С. 152−157.
  76. Е.И., Николаев С. А. и др. Геотермические условия Ро-машкинского и Ново-Елховского месторождений. // Сб. Вопросы экспериментальной геотермологии. Казань: Изд-во КГУ, 1973. — С. 97−101.
  77. А.И., Николаев С. А. и др. Тепловое поле Шебелинского газового месторождения. // Сб. Вопросы экспериментальной геотермологии. -Казань: Изд-во КГУ, 1973. С. 45−50.
  78. Н.С., Гаврильев Р. И. Теплофизические свойства мерзлых горных пород. М.: Наука, 1965. — 74 с.
  79. Конвективная теплопередача в двухфазных и однофазных потоках / Под ред. В. М. Боришанского и И. И. Палеева. M.-JL: Госэнергоиздат, 1964. -448 с
  80. Д.А., Ягов В. В. Основы механики двухфазных систем. -М.: Изд-во МЭИ, 1977. 62 с.
  81. Л.С. Руководство по нефтепромысловой механике. Часть 1. Гидравлика. М.-Л.: ГНТИ, 1931. — 335 с.
  82. И.А. О продвижении границы изменения агрегатного состояния при охлаждении или нагревании тел // Изв. АН СССР, ОТН. 1948. -№ 2.-С. 187−202.
  83. GasOilTrans программная система для компьютерного моделирования процессов многофазного транспорта природного газа, конденсата и нефти // Научно-техническая фирма ТЕРМОГАЗ. — Киев, 2000. — http://my.akcecc.net.
  84. ГазКондНефть программная система для компьютерного моделирования технологий промысловой обработки природного газа и нефти, газоразделения и фракционирования нефти и конденсата // Научно-техническая фирма ТЕРМОГАЗ. — Киев, 2000. — http://my.akcecc.net.
  85. О.В., Иванов Ю. В., Будняк С. В. Инженерные расчетные модели технологических сред нефтяных и газовых промыслов. Программная система ГАЗКОНДНЕФТЬ // Экотехнологии и ресурсосбережение. 1996.-№ 2.-С. 50−51.
  86. М.Д., Митричев С. И. Новые программные средства технологических расчетов в нефтепереработке // HYPROTECH, 2000. -http://hyprotech.fromru.com.
  87. HYSYS.Refmey описание продукта // HYPROTECH, 2000. -http:/ /hyprotech. fromru. com.
  88. Проект Expert System. Краткая характеристика разделов моделирования // ООО фирма «Нефтегазпрогресс», 2001. http://expert.ngp.ru.
  89. Т. Технологическое проектирование химических производств на базе универсальной моделирующей программы ChemCad // Продвинутый пользователь ПК, 2000. http://tou.narod.ru.
  90. О.В., Иванов Ю. В., Будняк С. В. Вопросы адекватности теплофизической базы программных систем HYSYS, PRO-2 и ГАЗКОНДНЕФТЬ // Экотехнологии и ресурсосбережение. -1999. № 6. — С. 13−18.
  91. О.В., Иванов Ю. В., Будняк С. В. Вопросы адекватности теплофизической базы программных систем HYSYS, PRO-2 и ГАЗКОНДНЕФТЬ // Экотехнологии и ресурсосбережение. 2000. — № 1. -С. 31−35.
  92. What exactly is Cerberus? // Coiled Tubing Engeenering Services. -Texas, 2000. http://www.ctes.com.
  93. A.A. и др. Теплофизические свойства воздуха и его компонентов. М.: Наука, 1966. — 375 с.
  94. М.П. Теплофизические свойства воды и водяного пара. -М.: Машиностроение, 1967. 160 с.
  95. А. Теплопроводность твердых тел, жидкостей газов и их композиций. М.: Мир, 1968. — 464 с.
  96. Р.Е., Штерн З. Ю. Теплофизические свойства неметаллических материалов (окислы). Справочная книга. Л.: Энергия, 1973. — 333 с.
  97. Р.Е., Штерн З. Ю. Теплофизические свойства неметаллических материалов (карбиды). Справочная книга. Л.: Энергия, 1977. — 119 с.
  98. В.Л. Теплофизические характеристики изоляционных материалов. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1958. — 96 с.
  99. Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964. -487 с.
  100. Физические свойства сталей и сплавов, применяемых в энергетике: Справочник / Под ред. Б. Е. Неймарка. М.: Энергия, 1967. — 240 с.
  101. С.А. Николаев, Н. Г. Николаева, А. Н. Саламатин. Теплофизика горных пород. Казань: Изд-во КГУ, 1987. — 152 с.
  102. А.Ф. Теплофизические характеристики дисперсных материалов. М.: Госфизматиздат, 1962. — 456 с.
  103. В.М., Полежаев В. И., Чудов Л. А. Численное моделирование процессов тепло- и массообмена: Учеб. пособие. М.: Наука, 1984. — 285 с.
  104. В.П., Данилов В. Г., Волосов К. А. Математическое моделирование процессов тепломассопереноса: Эволюция диссипативных структур. М.: Наука, 1987. — 351 с.
  105. Применение теории подобия к исследованию процессов тепломассообмена. М.: Высшая школа, 1974. — 328 с.
  106. Г. Н., Парфенов В. Г., Сигалов А. В. Применение ЭВМ для решения задач теплообмена: Учеб. пособие. М.: Высшая школа, 1990. — 206 с.
  107. В.И., Бородкин К. В., Болдырев А. И. Расчетная модель узла размывания ледяной пробки // Нетрадиционные технологии в технике, экономике и социальной сфере: Межвуз. сб. науч. тр., Вып. 4 / ВГТУ. Воронеж, 2000.-С. 111−118.
  108. В.И., Бородкин К. В., Бочаров В. Б. Расчетная модель транспортного узла в скважине // Нетрадиционные технологии в технике, экономике и социальной сфере: Межвуз. сб. науч. тр., Вып. 4 / ВГТУ. Воронеж, 2000.-С. 119−124.
  109. В.В., Бородкин К. В., Болдырев А. И. Моделирование и оптимизация тепловых технологических систем. Воронеж: Изд-во ВГТУ, 2001.- 147 с.
  110. К.В. Применение компьютерных технологий при ре-монтно-восстановительных работах на нефтегазовых скважинах // Сб. материалов регион, науч.-техн. конф. «Компьютерные технологии в промышленности и связи». Воронеж: Изд-во ВГТУ, 2002. — С. 28−38.
  111. К.В. Бородкин, В. В. Фалеев. Расчетно-оптимизационный программный комплекс «Моделирование тепловой технологической системы» // Алгоритмы и программы. Информационный бюллетень. № 1, рег. номер ГосФАП — 50 200 100 426 от 9.11.01. — М.: ВНИТЦ, 2002.
  112. Э.А., Красовицкий Б. А. Температурный режим нефтяных и газовых скважин.- Новосибирск: Наука, 1974.- 88 с.
  113. Справочник по строительству на вечномерзлых грунтах. Под ред. Ю. Я. Велли, В. И. Докучаева, Н. Ф. Федорова. Л.: Стройиздат, 1977. — 552 с.
  114. Зарубежные СМИ о России // Координационно-аналитический центр «Голоса России». 1999.- http://www.vor.ru.
  115. .С., Генин Л. Г., Ковалев С. А. Теплообмен в ядерных энергетических установках.- М.: Атомиздат, 1974. 403 с.
  116. . Методы оптимизации. Вводный курс: пер. с англ. М.: Радио и связь, 1988. — 128 с.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!