Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений

Диссертация: Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Хруленко A.A., Обзор мирового опыта применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке нефтяных и газовых месторождений // Тезисы докладов научно-технического семинара «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, «Газпром ВНИИГАЗ», 26 Мая 2010 г. Хруленко A.A., Золотухин А. Б., Подход для моделирования и оптимизации… Читать ещё >

Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Общая характеристика работы
  • Глава 1. Высокотехнологичное заканчивание скважин. Описание технологии и опыта ее применения за рубежом
    • 1. 1. Основные составляющие технологии высокотехнологичного заканчивания
      • 1. 1. 1. Определения и основные элементы конструкции
      • 1. 1. 2. Причины появления и развитие технологии
    • 1. 2. Классификация ВТС по типу решаемых задач
      • 1. 2. 1. Разработка многопластовых залежей
      • 1. 2. 2. Дренирование нескольких нефтяных зон в разобщенных пластах
      • 1. 2. 4. Переменная добыча газа
      • 1. 2. 5. Контроль притока из отдельных стволов многозабойной скважины
      • 1. 2. 6. Выравнивание профиля притока к скважине
      • 1. 2. 7. Межпластовый транспорт флюидов для поддержания пластового давления
    • 1. 3. Проблемы и перспективы внедрения интеллектуальных скважин
      • 1. 3. 1. Недостатки технологии «интеллектуального» заканчивания
      • 1. 3. 2. Конкурентные технические решения
  • Выводы к главе
  • Глава 2. Подходы к оптимизации работы высокотехнологичных скважин. Оценка эффективности применения высокотехнологичного заканчивания
    • 2. 1. Оценка потенциального эффекта от применения при проектировании
    • 2. 2. Стратегии управления
    • 2. 3. Методы оптимизации
    • 2. 4. Проблемы адекватности фильтрационных моделей. Подходы к учету неопределенностей
    • 2. 5. Концепция замкнутого цикла управления разработкой и основные методы ее практической реализации. Методы оптимизации ансамблей реализаций фильтрационных моделей
    • 2. 6. Учет надежности функционирования компонентов высокотехнологичного заканчивания
  • Глава 3. Методика оценки технологического и экономического эффекта от применения ВТС и оптимизации управления устройствами контроля притока
    • 3. 1. Метод прямого поиска
    • 3. 2. Модификация алгоритма для задач большой размерности
    • 3. 3. Оценка экономического эффекта от применения ВТЗ
    • 3. 4. Методика учета надежности работы высокотехнологичной компоновки
  • Глава 4. Апробация предлагаемой методики
    • 4. 1. Постановка модельной задачи
  • Описание модели
  • Исходные данные для оценки экономического эффекта
  • Функции надежности работы устройств контроля притока
    • 4. 2. Результаты серии экспериментов по применению проактивной стратегии управления устройствами контроля притока
    • 4. 3. Результаты серии экспериментов по оценке влияния надежности устройств контроля притока на эффективность применения ВТЗ

Актуальность темы

исследования. По мере истощения легко извлекаемых запасов нефти и усложнения условий ведения добычи появляются задачи, необходимость решения которых стимулирует создание и применение передовых технических разработок. Эти тенденции особенно остро ощущаются при освоении морских месторождений нефти и газа. Причиной тому является ряд факторов, определяющих специфику морских промыслов: необходимость ускоренной выработки запасов, увеличение периода безводной эксплуатации скважин, сокращение общего количества скважин за счет повышения их продуктивности, требования к компактности и высокой производительности оборудования, минимизация технологических операций на скважинах и оборудовании и т. д. Поэтому применение новых технических решений зачастую является решающим фактором, позволяющим сделать освоение морских месторождений эффективным и экономически целесообразным.

Одним из таких решений являются скважины, называемые высокотехнологичными. Основные черты технологии высокотехнологичного заканчивания (ВТЗ) можно свести в следующее определение:

Скважина с высокотехнологичным заканчиваниемэто скважина, конструктивно объединяющая ряд компонентов для сбора, передачи и анализа данных о добыче и пласте в режиме реального времени, дающих возможность управлять притоком на отдельных интервалах перфорации в целях оптимизации добычи, без проведения внутрискважинных работ".

Эти функции реализуются посредством дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое, устанавливаемых в скважине.

Первая высокотехнологичная компоновка была использована в 1997 году на месторождении Зпогге (норвежский сектор Северного моря). К настоящему времени по всему миру функционирует около 800 подобных скважин. Приблизительно половину из этого числа составляют скважины морских месторождений, в свою очередь, из них почти 50% приходится на скважины подводных промыслов.

Мотивация применения высокотехнологичного заканчивания может быть сведена к следующим основным пунктам:

1. Интенсификация добычи нефти;

2. Повышение нефтеотдачи;

3. Сокращение эксплуатационных затрат;

4. Стремление смягчить влияние геологических неопределенностей на экономические и технологические показатели.

Однако у технологии есть существенные недостатки, напрямую происходящие из ее технической сложности и ограничивающие масштабы ее применения, основными из которых являются следующие:

• высокая стоимость компонентов и их установки;

• опасность выхода из строя управляемых клапанов и систем измерения при установке или в ходе эксплуатации скважины.

Поэтому при проектировании таких скважин неизбежно возникают вопросы:

1. оценки эффекта от применения высокотехнологичного заканчивания и, в общем случае, целесообразности их применения;

2. эффективного управления устройствами контроля притока;

3. оценки возможных потерь, которые могут быть вызваны отказом устройств контроля притока.

Разработке методики, позволяющей найти ответы на данные вопросы, и посвящена данная работа.

Целью диссертационной работы является разработка и апробация методики моделирования, оптимизации и оценки эффективности применения высокотехнологичного заканчивания скважин при освоении морских месторождений нефти и газа.

Основные задачи исследования:

1) изучение, обобщение и критический анализ мирового опыта применения высокотехнологичных скважин при освоении морских месторождений нефти и газа;

2) анализ ранее опубликованных подходов к моделированию и оптимизации управления устройствами контроля притока высокотехнологичных скважин;

3) разработка методики управления устройствами контроля притока скважин с целью оптимизации показателей разработки месторождения;

4) разработка методики оценки экономической и технологической эффективности применения высокотехнологичных скважин с учетом надежности функционирования их компонентов;

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1. Были проведены систематизация и обобщение зарубежного опыта по применению высокотехнологичных скважин за рубежом;

2. Разработан и программно реализован алгоритм управления работой высокотехнологичных скважин, основанный на использовании современных методов оптимизации и идее сращивания полномасштабного и секторного гидродинамического моделирования. Программа совместима с гидродинамическим симулятором Eclipse и позволяет осуществлять эффективную оптимизацию по проактивной и реактивной стратегии. За счет применения предложенного подхода было значительно (в 2 — 3 раза) сокращено время оптимизации при сохранении точности решения по сравнению с оптимизацией на полномасштабной модели;

3. Решена задача оптимизации разработки морского месторождения в условиях подводного промысла за счет проактивного управления устройствами контроля притока высокотехнологичных скважин;

4. На примере модельной задачи показано, какой эффект, выраженный в приросте добыче нефти и чистого дисконтированного дохода, может 6 быть получен за счет применения технологии на скважинах подводного промысла в условиях геологических неопределенностей и к каким потерям могут приводить отказы компонентов ВТЗ.

Защищаемые положения:

1. Алгоритм проактивной оптимизации управления устройствами контроля притока высокотехнологичных скважин с использованием секторных моделей месторождения;

2. Методика оценки влияния неопределенности в описании свойств продуктивных пластов на эффективность применения высокотехнологичных скважин;

3. Способ оценки влияния надежности устройств контроля притока на экономический и технологический эффекты от применения высокотехнологичных скважин.

Методы исследования.

Основным инструментом исследования, использованным в данной работе, являлось гидродинамическое моделирование (с учетом ограничений, специфичных для морских месторождений). При помощи специально разработанной программной надстройки, управляющей работой основного программного комплекса, выполнялась численная оптимизация и оценка технико-экономической эффективности работы высокотехнологичных скважин.

Практическая ценность работы.

1. Приведенный в работе обзор литературных источников, освещающих обширный опыт по внедрению технологии высокотехнологичного заканчивания за рубежом, может быть использован при составлении проектных документов на стадии выбора концепций заканчивания скважин.

2. На основе изложенных в данной работе подходов был создан программный контроллер для симулятора Eclipse. Данная программа позволяет:

• эффективно решать задачи оптимизации управления устройствами контроля притока на полномасштабных фильтрационных моделях;

• моделировать возможные отказы устройств контроля притока;

• выполнять автоматизированный анализ экономической эффективности применения высокотехнологичных скважин по расчетным вариантам.

Результаты диссертационной работы были использованы в отчете ОАО «ВНИИНефть» по договору № 331/01−036/11 / 83.13 (от 01 июля 2011 года) «Анализ состояния проблемы „умных“ скважин и месторождений в России и за рубежом».

Апробация результатов исследования. Результаты работы были представлены на следующих российских и международных конференциях и семинарах:

1. П-я международная конференция «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва, «Газпром ВНИИГАЗ», 17−18 сентября 2008 года.

2. 1-й Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, «Газпром ВНИИГАЗ», 26 Мая 2010.

3. 2-я научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», «Газпром ВНИИГАЗ», 6−7 октября 2010 г.

4. Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2010, Москва, 26−28 октября 2010 года.

5. Международная студенческая научно-техническая конференция в рамках Европейского Студенческого Нефтегазового Конгресса (European Student Petroleum Congress), Краков, 13−15 апреля 2011 года.

6. 2-м Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, «Газпром ВНИИГАЗ», 26 Мая 2011 года.

7. Международная конференция SPE «Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике», Москва, ВВЦ, 18−20 октября 2011 г.

8. Научные семинары в Международном Исследовательском Институте Ставангера (IRIS), Берген, 6 сентября и 28 октября 2011 года.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе, 2 — в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Хруленко A.A., Принципы и практическое применение технологии «интеллектуального месторождения» и концепции интегрированных операций // Тезисы докладов конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва, 17−18 сентября 2008 г., с. 97.

2. Золотухин А. Б., Хруленко A.A., Интеллектуальное месторождение // Современное машиностроение 2(6) 2008, с. 64−68.

3. Хруленко A.A., Обзор мирового опыта применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке нефтяных и газовых месторождений // Тезисы докладов научно-технического семинара «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, «Газпром ВНИИГАЗ», 26 Мая 2010 г.

4. Хруленко A.A., Обзор мирового опыта применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений // Тезисы докладов П-й научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 6−7 октября 2010 г.

5. Хруленко A.A., Золотухин А. Б., Оценка эффективности применения высокотехнологичных скважин в условиях арктического подводного нефтяного промысла//Текстовая версия доклада на Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE, Москва, 26−28 октября 2010 года, SPE-138 072-RU.

Англоязычная версия доклада: Khrulenko A.A., Zolotukhin A.B., A case study of smart well deployment for arctic offshore subsea field development// SPE-138 072, 2010.

6. Khrulenko A.A., Approach for full field scale smart well modeling and optimization // Proceedings of European Student Petroleum Congress «East Meets West», Krakow, April 13−15, 2011.

7. Хруленко A.A., Моделирование, оптимизация и оценка эффективности применения высокотехнологичных скважин // Тезисы докладов 2-го научно-технического семинара «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, «Газпром ВНИИГАЗ», 26 Мая 2011 г.

8. Хруленко А. А., Методика моделирования и оптимизации работы высокотехнологичных скважин // Нефтяное хозяйство, 6'2011, с. 116−119.

9. Khrulenko A.A., Approach for full field scale smart well modeling and optimization // YoungPetro, summer 2011, p. 45 — 53. Доступ к электронной версии: — '. — > / *, (Проверено 13.12.2011).

10. Евстафьев И. Л., Хруленко A.A., Мировой опыт применения интеллектуальных скважин на морских нефтегазовых месторождениях // Аналитик — 2010: Сборник научно-технических обзоров. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011, с. 122−152.

11. Хруленко A.A., Золотухин А. Б., Подход для моделирования и оптимизации работы высокотехнологичных скважин в рамках полномасштабных гидродинамических моделей, Текстовая версия доклада на Международной конференции SPE «Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике», Москва, ВВЦ, 18−20 октября 2011 г., SPE-149 926-RU.

Англоязычная версия доклада: Khrulenko A.A., Zolotukhin A.B., Approach for full field scale smart well modeling and optimization, SPE-149 926-EN, 2011.

12.Хруленко А. А., Золотухин А. Б., Моделирование и оптимизация работы высокотехнологичных скважинных компоновок с учетом надежности их функционирования // Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 3'2011, с. 78−94.

Основные выводы и результаты.

1. Решена задача по создании методики оптимизации разработки шельфовых месторождений с использованием высокотехнологичных скважин.

2. Разработан алгоритм, основанный на выделении секторных моделей, позволивший значительно сократить время проведения оптимизации по сравнению с традиционным подходом, предполагающим использование полномасштабных фильтрационных моделей, при сохранении точности расчетов.

3. На основе предложенного алгоритма разработана программа, интегрированная с гидродинамическим симулятором, позволившая выполнить оптимизацию и дать оценку ее эффекта.

4. Метод прямого поиска позволяет осуществлять эффективное управление устройствами контроля притока. При апробации алгоритма на синтетических фильтрационных моделях во всех случаях был достигнут большой технологический и экономический эффект от применения высокотехнологичных скважин.

5. На примере модельной задачи было показано, что даже при отказах устройств контроля притока и технологический и экономические эффекты оставались положительными за счет оптимального управления действующих устройств.

6. Описанный подход может быть применен при решении других задач оптимизации разработки, например: распределение отборов и закачки в системах одновременно-раздельной эксплуатации, подбор оптимальных фильтрационных сопротивлений пассивных устройств контроля притока, и подобных им.

Направления дальнейших исследований.

Автор считает необходимым отметить, следующие направления исследований, работа по которым будет продолжена:

1. Создание модификации метода прямого поиска для оптимизации ансамблей моделей, которую бы можно было использовать для решения задач выбора оптимальных траекторий скважин и оптимального управления устройствами контроля притока;

2. Анализ влияния технологических ограничений, обусловленной спецификой морских месторождений, на эффективность применения высокотехнологичных скважин;

3. Изучения влияния функциональности устройств контроля притока (количества возможных позиций) на эффективность их применения;

4. Создание программы, реализующего концепцию замкнутого цикла управления разработкой, и ее применение при решении двух предыдущих задач.

Благодарности.

Автор выражает глубокую признательность людям, без которых данная работа либо не была бы написана, либо была намного хуже.

• Научному руководителю профессору Анатолию Борисовичу Золотухину, терпеливо, последовательно и часто в ущерб своему свободному времени, поддерживавшего и консультировавшего автора. Значение его заботы, внимательного и чуткого отношения трудно переоценить.

• Родителям.

• И. И. Ибрагимову — за крайне ценные консультации по диссертационной работе.

• К. В. Булаевой, Н. С. Казакову, Ф. Н. Доманюку — за поддержку и помощь при подготовке данной работы.

• Доктору Burak Yeten (Chevron) — за любезное предоставление моделей для выполнения апробации оптимизационного алгоритма.

• Доктору Alexandra Emerick (Petrobras) — за ценные консультации по особенностям применения метода прямого поиска.

• Коллегам и руководителям автора в ОАО «ВНИИНефть» — за ценные советы, понимание и возможность вести работу над диссертацией с работой, часто в ущерб должностным обязанностям автора.

Использованные сокращения и обозначения.

ВНК — водонефтяной контакт;

ГНК — газонефтяной контакт;

ВСГ — внутрискважинный газлифт;

ВТЗ — высокотехнологичное заканчивание;

ВТК — высокотехнологичная компоновка;

ВТС — высокотехнологичная скважина;

ICV (inflow control valve) — устройство контроля притока активного типа, забойный клапан;

ICD (inflow control device) — устройство контроля притока пассивного типа, эквалайзер;

Ац — оптимизационный шаг iQH — накопленная добыча нефти.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.А., Методы оптимизации. М.: Издательство Юрайт- Высшее образование, 2010. — 191 с.
  2. Н.Г., Фадеев В. Г., Заббаров Р. Г., Ахметвалиев Р. Н., Тарифов К. М., Кадыров А. Х., Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть // Нефтяное хозяйство. 2008. — № 7. — с. 79−81.
  3. А.И., Нуриев М. Ф., Джафаров И. С. Принципы контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе стационарного гидродинамического мониторинга пластов и скважин // Нефтяное хозяйство. 2009. — № 9. — с. 57−60.
  4. И.Э., Минликаев В. З., Сомов В. Ф., Делия С. В., Перминова Н. Н., Крист Т. М. Совершенствование технологии освоения и разработки месторождения им. Ю. Корчагина с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. 2008. — № 8. — с. 52−54.
  5. Ш. Ф., Ибрагимов Н. Г., Фадеев В. Г., Заббаров Р. Г., Ахметвалиев Р. Н., Тарифов К. М., Кадыров А. Х. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в ОАО „Татнефть“ // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 2. — с. 58−61.
  6. И.Н. Особенности обустройства Приразломного нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. 2003. — № 7. — с. 88−91.
  7. Ageh Е.А., Uzoh O.J., Bracewell В., Abulu М., Reinders J., Business Case for Intelligent Well Deployment in a Subsea Development Project A Case Study // SPE 129 577-MS, 1998
  8. Aggrey G.H., and Davies D.R., A Rigorous Stochastic Coupling Coupling of Reliability and Reservoir Performance When Defining the Value of Intelligent Wells II SPE 107 197,2007
  9. Aitokhuehi I., Real-Time Optimization of Smart Wells, MS. Thesis, Stanford University, 2004, доступ к электронной версии: проверено 15.12.2011)
  10. Ajayi A., Mathieson D., Konopczynski M., Innovative Way of Integrated Reliability of Intelligent Well Completion Systems With Reservoir Modeling И SPE 94 400, 2005
  11. Ajayi A., Konopczynski M., A Dynamic Optimisation Technique for Simulation of Multi-Zone Intelligent Well Systems in a Reservoir Development II SPE 83 963, 2003
  12. Ajayi A., Konopczynski M., Sukkestad Т., Network Approach for Optimization and Control of Intelligent Well Systems: Theory and Practice I I SPE 110 641, 2007
  13. Akram N., Blythe P., Kavanagh P., Reijinen P., Intelligent Well Technology in Mature Assets II SPE 71 822, 2001
  14. Al-Kaabi A.O., Al-Afaleg N.I., Pham T. et al., Haradh-III: Industry’s Largest Field Development With Maximum-Reservoir-Contact Wells, Smart-Well Completions, and the I-Field Conceptll SPE Production and Operations, November 2008, p. 444−447
  15. Al-Khelaiwi F.T., Birchenko V.M., Konopczynski M.R., Davies D.R., Advanced Wells: A Comprehensive Approach to the Selection between Passive and Active Inflow Control Completions IIIPTC 12 145, 2008
  16. Al-Khelaiwi F. Т., Muradov К. M., Davies D. R., Olowoleru D. K» Advanced Well Flow Control Technologies can Improve Well Clean-up H SPE-122 267-MS-P, 2009
  17. Booth D., Sebastiao P., Greater Plutonio Real Time Reservoir Management in a High Cost, Deepwater Enviroment И SPE 128 542, 2010
  18. Boyle M., Earl J., Al-Khadory S., The Use of Surface Contolled Hydraulic Interval Control Valves For The Management Of Water Production In The Saih Rawl Field, Sultanate Oman И OTC 15 134, 2003
  19. Brnak J., Petrich B. and Konopczynski M.R. Application of Smart-Well Technology to the SACROC C02 EOR Project: A Case Study II SPE 100 117, 2006.
  20. Brown G.A., Kennedy B., Meling T., Using Fibre-Optic Distributed Temperature Measurements to Provide Real-Time Reservoir Surveillance Data on Wytch Farm Filed Horizontal Extended-Reach Wells // SPE 62 952, 2000.
  21. Brouwer D.R., Jansen J.D., Recovery Increase through Water Flooding with Smart Well Technology II SPE 68 979, 2001
  22. Chen, Y., Oliver D.S., Zhang, D., Efficient Ensemble-Based Closed-Loop Production Optimization II SPE Journal, December 2009, p. 634−645, SPE 112 873
  23. Chen Y" Oliver D.S., Ensemble-Based Closed-Loop Optimization Applied to Brugge Field // SPE Reservoir Evaluation «fe Engineering, February 2010, p. 56−71, SPE 118 926
  24. De Best, L., Smart Fields Making the Most of Our Assets II SPE 103 575, 2006.
  25. Dehdari V., Oliver D.S., Sequential Quadratic Programming (SQP) for Solving Constrained Production Optimization Case Study from Brugge Field //SPE 141 589,2011
  26. Ebadi F., Davies D.R., Should Proactive or Reactive Control Be Chosen for Intelligent Well Management? SPE 99 929, 2006
  27. Emerick A.A., Portella R.C.M, Production Optimization With Intelligent Wells II SPE 107 261, 2007
  28. Elmsallati S.M., Davies D.R., Erlandsen S.M., A Case Study of Value Generation with Intellient Well Technology in a High Productivity, Thin Oil Rim Reservoir//SPE 94 995, 2005
  29. Gai H., Downhole Flow Control Optimization in the World 1st Extended Reach Multilateral Well at Wytch Farm IISPE/IADC 67 728, 2001
  30. Goh K.C. et al., Production Surveillance and Optimization for Multizone Smart Well With Data Driven Models II SPE 112 204, 2007
  31. Grebenkin I.M., Davies D.R., Analysis of the Impact of an Intelligent Well Completion on the Oil Production Uncertainty I I SPE 136 335, 2010
  32. Glandt Carlos A., Reservoir Aspects of Smart Wells I I SPE 81 107, 2003.
  33. Haugen V., Fagerbakke A.-K., Samsonsen В., and Krogh P.K., Subsea Smart Multilateral Wells Increase Reserves at Gullfaks South Statfjord II SPE 95 721, 2006.
  34. Henriksen K.H., Gule E.L., Augustine J., Case Study: The Application of Inflow Control Devices in the Troll Oil Field I I SPE 100 308, 2006.
  35. Hother J., Dongen H. van, Braithwaite S., Quantifying Risks of Well Intervention, Oil Deferment and Loss of Reserves in Complex Smart Wells, OTC 15 318, 2003.
  36. Jackson V. B. et al., Aconcagua, Camden Hills, and King’s Peak Fields, Gulf of Mexico Employ Intelligent Completion Technology in Unique Field Development Scanario II SPE 71 675, 2001.
  37. Jin L., Sommerauer G., Abdul-Rahman S., Yong Y.C., Smart Completion Design With Internal Gas Lifting Proven Economical for an Oil Development Project I I SPE 92 891, 2005.
  38. Konopczynski M. Intelligent completion wins at Abqaiq // E&P Magazine, September 1, 2007.
  39. Kulkarni R.N., Belsvik Y.H., Reme A.B., Smart Well Monitoring and Control: Snorre В Experience IISPE 109 629, 2007.
  40. Lau H.C., Deutman R., Al-Sikaiti S., Adimora V., Intelligent Internal Gas Injection Wells Revitalise Mature S. W. Ampa Field II SPE 72 108, 2001.
  41. Lucas C., Duffy P., et al, Near-Wellbore Modelling to Assist Operation of an Intelligent Multilateral Well in the Sherwood Formation I I SPE 71 828, 2001
  42. MacPhail W.F., Konopczynski M., From Intelligent Injectors to Smart Flood Management: Realizing the Value of Intelligent Completion Technology in the Moderate Production Rate Industry Segment I I SPE 112 240, 2008.
  43. Mathieson D., Forces That Will Shape Intelligent-Wells Development // Journal Petroleum Technology, № 8, 2007. Доступ: http://www.spe.org/spe-app/spe/ipt/2007/08/GuestEd.htm. (актуально на 16.03.2011)
  44. Meum P., T0ndel P., Godhavn J-M., Aamo O.M., Optimization of Smart Well Production through Nonlinear Model Predictive Control II SPE 112 100, 2008
  45. Lorentzen R.J., Berg A.M., Naevdal G., Yefring E.H., A New Approach for Dynamic Optimization of Waterflooding Problems II SPE 99 690, 2006
  46. Lorentzen R.J., Shafieirad A., Naevdal G., Closed Loop Reservoir Management Using the Ensemble Kalman Filter and Sequential Quadratic Programming II SPE 119 101, 2008
  47. Nadri Pari M., Kabir A.H. et al., Smart well Benefits, Types of Sensors, Challenges, Economic Consideration, and Application in Fractured Reservoir //SPE 126 093, 2009.
  48. Naevdal G. et. al., Near-Well Reservoir Monitoring Through Ensemble Kalman Filter И SPE 75 235, 2002
  49. Naevdal G. et al., Reservoir Monitoring and Continuous Model Updating Using Ensemble Kaiman Filter // SPE 84 372, 2003
  50. Naus M.M.J.J., Dolle N., Jansen J.-D., Optimization of Commingled Production Using Infinitely Variable Inflow Control Valves // SPE Production & Operations, Volume 21, Number 2, pp. 293−301, 2006
  51. Obendrauf W., Schrader K., Al-Farsi N., White A., Smart Snake Wells in Champion West Expected and Unexpected Benefits From Smart Completions I I SPE 100 880, 2006.
  52. Peters E., et al., Results of the Brugge Benchmark Study for Flooding Optimization and History Matching // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, June 2010, p. 391 405, SPE 119 094
  53. Petroleum Engineering Handbook, Volume VI: Emerging and Peripheral Technologies (Edited by: H.R. Warner Jr.) II Society of Petroleum Engineers, 2007.
  54. Raw I., Tenold E., Achivements of Smart Well operations: Completion Case Studies for Hydro // SPE 107 117, 2007.
  55. Robinson M.C., Mathieson D., Integration of an Intelligent Completion into an Existing Subsea Production System, OTC-8839, 1998
  56. Sakamrin A., Rahman C., Derek L., Jit J.L., Kuo CO., Combining expandable sand screens with propped hydraulic fracturing technology II Summary of SPE 101 187, Offshore Magazine, February 01, 2006.
  57. Silva Jr. M.F., Portella R.S.M., Izetti R.G., Technologies Trials of Intelligent Field Implementation in Carmopolis Field II SPE 95 517, 2005.
  58. Skarsholt L.T., Use of Advanced Completion Solution to Maximize Reservoir Potential Experiences in The Snorre Field II SPE 92 225, 2005.
  59. Skilbrei O., Chia R., Purkis D., Case History Of A 5 Zone Multi-Drop Hydraulic Control, OTC 15 191, 2003.
  60. Su H.-J., Oliver D.S., Smart-Well Production Optimization Using an Ensemble-Based Method // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, December 2010, p. 884 892II SPE 126 072
  61. Stair С. D., Dawson M.E.P., Suresh J., Hebert, D., Na Kika Smart Wells Design and Construction IIAAPG International Conference. Cancun, Mexico. October 24−27, 2004.
  62. Tirado R., Hydraulic Intelligent Well Systems in Subsea Applications: Options for Dealing with Limited Control Line Penetrations I ISPE-124 705, 2009
  63. Yeten В., Durlofsky L.J., Aziz К., Optimization of Smart Well Control II SPE 79 031, 2002
  64. Yeten В., Brouwer D.R., Durlofsky L.J., Aziz K., Decision analysis under uncertainty for smart well deployment // Journal of Petroleum Science and Engineering 43, pp. 183−199, 2004
  65. Eclipse 2009.1 Reference Manual, Schlumberger72. http://www.slb.eom/services/completions/intelligent/~/media/Files/completio ns/product sheets/trfc hn ap. ashx (актуально на 01.12.2011)
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!