Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора

Диссертация: Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработана методика', позволяющая в случае наличия* немонотонности зависимости динамического уровня от забойного давления скважин, анализировать возможные ситуации неоднозначности при определении величины давления на забое скважин. Методика внедрена на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», что позволило оптимизировать режимы работы скважин, эксплуатируемых в условиях высокого газового фактора… Читать ещё >

Содержание

  • 1. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ РАСЧЁТА ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ
    • 1. 1. Подходы к расчёту градиента давления в наклонно-направленных скважинах
    • 1. 2. Эмпирические модели расчёта градиента давления
    • 1. 3. Механистические модели расчёта параметров многофазного потока
      • 1. 3. 1. Математические механистические модели расчёта параметров многофазного потока
      • 1. 3. 2. Механистические модели расчёта градиента давления
    • 1. 4. Анализ точности эмпирических и механистических математических моделей
    • 1. 5. Анализ и усовершенствование механистических моделей расчёта параметров многофазного потока
      • 1. 5. 1. Усовершенствованная модель потока дрейфа для определения объёмного газосодержания
  • Выводы
  • 2. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ МАССОВЫХ РАСЧЁТОВ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ
    • 2. 1. Разработка модели расчёта забойного давления для массовых расчётов
      • 2. 1. 1. Анализ принятых допущений
      • 2. 1. 2. Модель для расчёта распределения давления в затрубном пространстве (решение обратной задачи)
      • 2. 1. 3. Анализ зависимости глубины динамического уровня от давления на приёме насоса
      • 2. 1. 4. Модель для расчёта забойного давления по давлению на приёме насоса (решение обратной задачи)
    • 2. 2. Анализ сравнения результатов расчёта забойного давления в механизированной скважине с экспериментальными данными
  • Выводы
  • 3. ВЛИЯНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ЕСТЕСТВЕННОЙ СЕПАРАЦИИ НА ВЕЛИЧИНУ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ СКВАЖИНЫ
    • 3. 1. Обзор известных методов расчёта коэффициента естественной сепарации
    • 3. 2. Разработка математической модели для расчёта коэффициента стественной сепарации в реверсивном течении жидкости при низком газосодержании
      • 3. 2. 1. Разработка инженерной методики расчёта коэффициента сепарации газа в реверсивном потоке жидкости
    • 3. 3. Оценка эффективности процесса естественной сепарации газа в реверсивном потоке жидкости при повышенном газосодержании
      • 3. 3. 1. Исследование гидродинамической структуры газожидкостного течения в области перфорации скважины (численный эксперимент)
      • 3. 3. 2. Анализ результатов численного эксперимента
      • 3. 3. 3. Анализ влияния объёмного содержания газа на величину коэффициента гидродинамического сопротивления пузырьков газа
      • 3. 3. 4. Модификация механистической модели для расчёта коэффициента естественной сепарации газа в реверсивном потоке жидкости при высоком газосодержании
  • Выводы
  • 4. МЕТОД ИНТЕРПРЕТАЦИИ ОТЖИМА ДИНАМИЧЕСКОГО УРОВНЯ, КАК СРЕДСТВО ПОВЫШЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ДАННЫМ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
    • 4. 1. Обзор методик определения забойного давления с использованием методов гидродинамического исследования скважин
    • 4. 2. Метод интерпретации исследования с использованием современных подходов к расчёту многофазного потока
    • 4. 3. Сравнение расчётных результатов отжима с экспериментальными данными
  • Выводы
  • 5. РАЗРАБОТКА И АПРОБАЦИЯ КОМПЬЮТЕРНЫХ ПРОГРАММ, РЕАЛИЗУЮЩИХ РАЗРАБОТАННЫЕ АЛГОРИТМЫ И МЕТОДИКИ
  • Выводы

Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Цель интенсификация нефтедобычи — обеспечение максимально возможной добычи нефти при минимальных затратах на эксплуатацию скважин. Достижение максимальной производительности скважин, в свою очередь, требует постоянного мониторинга состояния скважинного фонда для выбора наиболее перспективных добывающих скважин и проведения на них операций по максимизации добычи (оптимизации). Основной задачей мониторинга является определение потенциала и расчёт степени его достижения — эффективности эксплуатации скважин. Под потенциалом скважин принимается максимально возможная добыча нефти, которая достигается при определенных условиях и ограничениях. Эффективность эксплуатации является мерой оценки достижения потенциала, и позволяет выявить возможные источники увеличения добычи нефти. Потенциал скважин зависит от возможного набора операций, которые могут быть проведены на скважинах. Например, самой простой операцией является снижение забойного давления. Более сложныкислотная обработка и гидроразрыв пласта (ГРП).

Успешность процедуры управления добычей нефти напрямую зависит от надежности оценки потенциала и эффективности эксплуатации скважин. Применение такого подхода требует регулярного (не реже одного раза в 1−3 мес.) проведения оценок по десяткам тысяч скважин на сотнях месторождений, эксплуатируемых в широком диапазоне геологических и технических условий. Так, например, фонд скважин, эксплуатируемых ООО «НК «Роснефть», составляет более 22 000, а общее количество эксплуатируемых месторождений более 200. Необходимо отметить, что при этом учёт многих особенностей каждой отдельной скважины не представляется возможным (особенно геологической обстановки), в силу их большой неопределённости и плохой формализуемости.

Оценка потенциала скважины определяется расчётом величины забойного давления. Поэтому все расчёты, осуществляемые для мониторинга и оптимизации работы скважин, состоят из гидродинамических расчётов параметров многофазного потока в стволе скважин. Для проведения массовых оперативных расчетов забойного давления скважинного фонда необходима математическая модель, позволяющая надежно определять гидродинамические параметры газожидкостной смеси и отвечающая следующим требованиям:

— должна быть разработана с применением современных алгоритмов расчёта многофазного потока, корректно отражающих параметры поведения многофазных сред;

— должна иметь простой алгоритм аналитического типа, при этом точность расчёта должна быть на уровне известных механистических моделей для расчёта многофазных течений.

Из-за существующей неопределённости и плохой формализуемости исходных данных скважинного фонда, число основных начальных факторов для проведения расчёта забойного давления скважины, должно быть ограничено за счёт принятия ряда допущений, не снижающих точности расчёта.

Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён Глоговским М. М., Гольдштиком М. А., Гуком В. Ю., Красновым В. А., Крыловым А. П., Хабибуллиным P.A., Хасановым М. М., Чарным И. А., Ansari А., Barnea D., Beggs Н., Brill J., Brotz W., Brown К., Caetano E., Duns H., Hagedorn A., Kaya A., Mukherjee H., Orkiszewski J" Sylvester, N.D., Taitel Y., Zuber N. и другими исследователями.

Математические модели для расчёта забойного давления скважины в условиях высокого газового фактора, отвечающие перечисленным выше требованиям, на сегодняшний день отсутствуют, поэтому разработка такой математической модели необходимой для проведения мониторинга скважинного фонда крайне актуальна.

Цельработы

Цель работы. Разработка алгоритмов и математических моделей для максимизации уровней добычи нефти скважинами и повышения эффективности мониторинга фонда добывающих скважин, эксплуатируемых в условиях высокого газового фактора.

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

— разработка математической модели определения газосодержания в газожидкостной смеси в зависимости от приведённой скорости движения газа;

— разработка аналитической математической модели, определяющей зависимость глубины динамического уровня в межтрубном пространстве скважин от забойного давления;

— разработка математической модели естественной сепарации газа на приёме погружного насосного оборудования при реверсивном течении жидкости и газа в интервале перфорации скважин;

— разработка алгоритмов" оценки расхода сепарированного газа через межтрубное пространство скважин по данным промысловых экспериментов с отжимом динамического уровня для повышения надёжности расчёта забойного давления в скважинах с высоким газосодержанием;

— разработка и апробация компьютерных программ, реализующих перечисленные алгоритмы и методики.

Методы! решения поставленных задач

Методы исследования базируются на методах механистического моделирования течения газожидкостной смеси в стволе наклонно-направленных добывающих скважинх, методах статистического анализа экспериментальных замеров параметров на скважинах в процессе эксплуатации и методах численного моделирования (численного эксперимента).

Научная новизна

1. Разработана аналитическая методика расчёта забойного давления для. добывающих скважин с высоким газовым фактором, позволяющая повысить точность расчётов, а также анализировать условия неоднозначности и неустойчивости, возникающие при оценке забойного давления.

2. Впервые разработана аналитическая математическая модель для расчёта коэффициента естественной сепарации газа на приёме погружного оборудования, расположенного ниже уровня интервала перфорации скважин.

3. Разработана механистическая модель анализа. результатов промысловых исследований скважин методом отжима динамического уровня, характеризующихся режимами многофазного течения* флюидов с высоким содержанием газа, отличающаяся использованием новых алгоритмов интерпретации результатов исследований для повышения надёжности оценки забойного давления скважин.

Практическая ценность

1. Разработаны «Методические указания по проведению и интерпретации исследования скважины методом отжима динамического уровня», «Методические указания по расчёту забойного давления добывающих скважин», «Методические указания по расчёту целевого забойного давления добывающих скважин», внедрённые в ОАО «НК «Роснефть».

2. Запатентован программный комплекс «11о8пеА:-?е1Ыеш», реализующий предложенные алгоритмы и модели, внедренный на добывающих предприятиях ОАО «НК «Роснефть».

Апробация работы

Содержание диссертации докладывалось на научно-технических конференциях в ОАО «НК «Роснефть», ООО «РН-Юганскнефтегаз», «РН-Пур-нефтегаз», «РН-УфаНИПИнефть».

Публикации

По результатам исследований опубликовано 14 печатных работ, в том числе 6 работ в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

Структура и объём диссертации

Диссертация, состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и списка использованных источников из 79 наименований: Изложена на 192 страницах машинописного текста, содержит 99 рисунков, 11 таблиц и 7 приложений.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработана математическая модель для определения газосодержания в газожидкостной смеси в зависимости от приведённой скорости движения газа на основе корреляции Хасана и Кабира (Hasan and Kabir) для скважин с высоким газовым фактором.

2. Для оперативных расчётов забойного давления скважин с высоким газовым фактором разработана аналитическая математическая модель, позволяющая определять зависимость глубины динамического уровня в межтрубном пространстве скважины от забойного давления.

3. Разработана методика', позволяющая в случае наличия* немонотонности зависимости динамического уровня от забойного давления скважин, анализировать возможные ситуации неоднозначности при определении величины давления на забое скважин. Методика внедрена на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», что позволило оптимизировать режимы работы скважин, эксплуатируемых в условиях высокого газового фактора.

4. Разработана математическая модель расчёта коэффициента естественной сепарации газа для скважин, приём ЭЦН которых осуществляется ниже уровня интервала их перфорации.

5. Разработаны алгоритмы повышения* надёжности расчёта забойного давления в скважинах с высоким газосодержанием с использованием промысловых исследований методом отжима динамического уровня. Предложен метод интерпретации результатов исследований, позволяющий определять забойное давление, газовый фактор, расход газа в межтрубном пространстве, а также рассчитывать потенциал добычи нефти скважинами. Сравнение результатов расчётов по предложенным моделям с замерами погружной-телеметрии показало, что использование разработанных методов! расчёта параметров многофазного потока позволяет повысить достоверность результатов на 12%.

6. Разработан и внедрён на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» программный комплекс «Rosneft-WellView», выполняющий функции автоматизированного рабочего места технолога по добыче нефти и газа.

Показать весь текст

Список литературы

  1. С.М., Еличев В. А., Михайлов В. Г., Пашали A.A., Краснов В.А.: «Оптимизация режима работы фонтанирующих скважин в ОАО «НК «Роснефть», Нефтяное хозяйство, Москва, 2006, № 09. — С.36−38
  2. С.М., Пашали A.A. «Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины», Нефтегазовое дело. 2005.
  3. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи / Под ред. Лайонза У., ПлизгаГ. Спб.: «Профессия», 2009.
  4. М.А. «Процессы переноса в зернистом слое». Новосибирск.: Изд-во АН СССР, 1984. 163 с.
  5. Л.П. «Практический инжиниринг резервуаров». Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. — 668 с.
  6. Косентино.Л. Системные подходы к изучению пластов. Москва-Ижевск, 2007.
  7. В.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. -М.: Недра, 1974. 479 с.
  8. П.Малышев A.C., Пашали A.A., Здольник С. Е., Волков М. Г.: «Удаленный мониторинг механизированного фонда скважин в ОАО «НК «Роснефть», Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», Москва, 2009, № 1
  9. А.Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравномерность, неоднородность. Уфа.: Гилем, 1999. — 464 с.
  10. И.Т. «Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов» М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003, 816 с.
  11. A.A. Результаты пилотного внедрения системы мониторинга ЭЦН «Rosneft-WellView»/ 5-я Международная практическая конференцияи выставка «Механизированная добыча»: материалы конференции. 2008, 2 апреля 2008 г.
  12. А.А. Программный комплекс «Rosneft-WellView»// Свидетельство № 2 011 610 974 от 26.01.2011 Москва, Роспатент. 2011.
  13. А.А., Михайлов В. Г., Петров П.В.: «Математическая модель для расчета коэффициента естественной сепарации газа при создании реверсивного течения жидкости в зоне перфорации скважины», Вестник УГАТУ том 15, Уфа, 2011, № 1(41). — С.34−43
  14. М.М., Краснов В. А., Хабибуллин Р. А., Пашали А. А., Семёнов А.А.: «Метод интерпретации отжима динамического уровня с использованием современных подходов к расчету многофазного потока», Нефтяное хозяйство, Москва, 2010, № 01. — С.38−42
  15. М.М., Пашали А. А., Хабибуллин Р. А., Краснов В:А. «Оценка забойного давления механизированной скважины: теория и опыт применения», Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», № 2 2006
  16. М.М., Краснов В. А., Пашали А. А., Хабибуллин Р.А. «Применение унифицированной методики многофазных гидравлических расчетов для мониторинга и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «НК «Роснефть», Нефтяное хозяйство, 09'2006
  17. М.М., Семенов А. А., Пашали А. А., Хабибуллин Р.А. «Подход к выбору оптимального способа эксплуатации скважин на примере Ван-корского месторождения», Нефтяное хозяйство, Москва, 2008, № 11
  18. В.Н. «Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти». М.: Гостоптехиздат. — 1946.
  19. Aguilera, R., Houston. Mi, Podio, A. L. and. Song S.J.: «Well Test Analysis of Pumping Wells in Multiphase Naturally Fractured Reservoirs», SPE paper 17 545, presented at SPE Rocky Mountain Regional Meeting, Casper, 11−13 May, 1988.
  20. Ahmed T., McKinney D.: «Advanced reservoir engineering». Elsevier, 2000.
  21. Alexander, L.G.: «Pumping Well Analysis», SPE paper 9535, presented at the SPE Regional Meeting, Morgantown, WV, November 5−7, 1980.
  22. Alhanati, F .J. S.: «Bottomhole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installation», Dissertation. The University of Tulsa, 1993.
  23. Ansari, A.M., Sylvester, N.D., Sarica, C., Shoham, O. and Brill, J.P.: «A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Well-bores», SPE Prod. & Fac. (May 1994) 143−151. '
  24. Aziz, K., Govier, G.W., and Fogarasi, M.: «Pressure Drop in Well Producing Oil and Gas», J. Cdn. Pet. Tech. 1972 11, 38
  25. Barnea, D., Shoham O., and Taitel, Y.: «Flow Pattern Transition for Vertical Downward Two-Phase Flow», Chem. Eng. Sci. (1982) 37,741.
  26. Barnea, D.: «A Unified Model for Predicting Flow-Pattern Transition for the Whole Range of Pipe Inclinations,» Intl. J. Multiphase Flow (1987) 13, 1.
  27. Beggs, H.D. and Brill, J.P.: «A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes,» OZE (1973) 607- Trans., AIME, 255.
  28. Boure, J. A. and Delhaye, J. M. «General Equations and Two-Phase Flow Modeling», Handbook of Multiphase Flow, Ch. 1.2, Editor Hestroni, G. (1982).
  29. Brill J. P, MukherjeeH. «Multiphase Flow in Wells» SPE Monograph Volume 17, Henry L, Doherty Series, Richardson, Texas, 1999.
  30. Brotz, W.: «Uber die Vorausberechnung der Absorptionsgesch,» Chem.Ing.Tech.(1954)26,470.
  31. Caetano, E.F.: «Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus», PhD dissertation, The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, 1985.
  32. Delhaye, J. M, Giot, M. and Riethmuller, M. L.: «Thermohydraulics of Two-Phase System for Industrial Design and Nuclear Engineering», Hemisphere Publishing Corporation (1981).
  33. , D. A. «Mathematical Modeling of Two-Phase Flow», Annual Review of Fluid Mechanics, Vol. 15, pp. 261−291, (1983).
  34. Duns, H. Jr. and Ros, N.C.J.: «Vertical Row of Gas and Liquid Mixtures in Wells,» Proc., Sixth World Pet. Cong., Tokyo (1963) 451.
  35. G., Hewitt G. F., Alimonti C., Harrison B., «Multihase Flow Metering: Current Trends and Future Developments», SPE paper 71 474, presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 30 September-3 October, 2001.
  36. Godbey, J.K. and Dimon, C.A.: «The Automatic Liquid Level Monitor for Pumping Wells», J. Pet. Tech. (Aug. 1977), 1019, 24.
  37. Gokdemir, O.M.: «Transient Drift Flux Model for-Wellbores», PhD dissertation, The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, 1992.
  38. Gossman, A. D., Lekakou, C., Politis, S., Issa, R. I. and Looney, M. K. «Multidimensional Modeling of Turbulent Two-Phase Flows in Stirred Vessels», AIChE J., Vol. 38, No 12, pp. 1946−1956, (December 1992).
  39. Hagedorn, A.R. and Brown, K. E: «Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits», JPT (April 1965) 475.
  40. Harmathy, T.Z.: «Velocity of Large Drops and Bubbles in Media of Infinite or Restricted Extent», AIChE J. (1960) 6, 281.
  41. Hasan, A.R. and Kabir, C.S.: «Determining Bottomhole Pressures in Pumping Wells», SPEJ. (Dec. 1985), 823 38.
  42. Hasan, A.R. and Kabir, C.S.: «A Study of Multiphase Flow Behavior in Vertical Wells», SPE Prod. Eng. (May 1988), 263−272.
  43. Hasan, A.R., Kabir, C.S. and Rahman, R.: «Predicting Liquid Gradient in a Pumping-Well Annulus», SPE PE (Feb. 1988), 113−9.
  44. Hong Y. Investigation of Single Phase Liquid Flow Behavior in Horizontal Wells: Ph. D. Dissertation. The University of Tulsa, Oklahoma, 1997.50.1shii, M.: «Thermo-FluidDynamic Theory of Two-Phase Flow», Eyrolles (1975).
  45. Kabir, C.S. and Hasan, A.R.: «Application of Mass Balance in Pumping Well Analysis», J. Pet. Tech. (May 1982), 1002 10.
  46. Kabir, C.S. and Hasan, A.R.: «Two-phase Flow Correlations as Applied to Pumping Well Testing», SPE paper 21 728 presented at the Production Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, April 7−9, 1991.
  47. Kay a, A.S., Sarica, C., Brill, J.P.: «Mechanistic Modeling of Two-Phase Flow in Deviated Wells», SPE Prod. Eng. (August 2001), 156−165.
  48. Khasanov, M., Khabibullin, R., Krasnov, V., Pashali, A., and Guk, V.: Simple Mechanistic Model for Void-Fraction and Pressure-Gradient Prediction in* Vertical and Inclined Gas/Liquid Flow, SPE Production & Operations, 2009 24 (1), SPE-108 506-PA.
  49. Marquez, R.: «Modeling Downhole Natural Separation», PhD dissertation, The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, 2004.
  50. McCoy, J.N. et al.: «Acoustic Static Bottornhole Pressures,» paper SPE 13 810 presented at the 1985 SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, March 10−12.
  51. McCoy, J.N., Podio, A.L., Huddleston, K.L.: «Acoustic Determination of Producing Bottornhole Pressure», Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada (Sep 1985) (SPE 14 254).
  52. Mukherjee, H. and Brill, J.P.: «Pressure Drop Correlation for Inclined Two-Phase Row,» J. Energy Res. Tech. 1985 107, 54 963.0rkiszewski, J.: «Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipes,» JPT (June 1967) 829.
  53. Plaisant C., Chintalapani G., LukehartC., Schiro D., Ryan J.: «Using VisualizationTools to Gain Insight Into Your Data», SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 5−8 October 2003, Denver, Colorado, SPE 84 439-MS
  54. Podio, A.L., Tarrillion, M.J. and Roberts, E.T.: «Laboratory Work Improves Calculations», Oil and Gas J. (Aug. 25, 1980), 137−46.
  55. Serrano, J. C.: «Natural Separation Efficiency in Electric Submersible Pump Systems», Dissertation. The University of Tulsa, 1999.
  56. Sylvester, N.D.: «A Mechanistic Model for Two-Phase Vertical Slug Flow in Pipes,» ASME J: Energy Resources Tech.(1987) 109,206.
  57. Taitel Y.: «Advances in Two Phase Flow Mechanistic Modeling», SPE Prod. Eng. (May 1995), 263−272.
  58. Taitel, Y., Barnea, D., Dukler, A.E.: «Modeling Flow Pattern Transitions for Steady Upward Gas-Liquid in Vertical Tubes», AIChE J. (1980) 26,345.
  59. Tarrillion, M.J.': «An Empirical Investigation of Gradient Correction Factor Correlations for Liquid Columns Containing Gas Bubbles|», MS thesis, U. of Texas, Austin (Aug. 1978) — faculty advisor: A.L. Podio-
  60. Walker, C.P.: «Determination of Fluid Level in Oil Wells by the Pressure-Wave Echo Method», presented at the Los Angeles Meeting, October 1936, Transactions of AIME, 1936.
  61. Walker, C.P.: «Method of Determining Fluid Density, Fluid Pressure and the Production Capacity of Oil Wells», U.S. Patent 2,161,733, June 6, 1939.
  62. Whalley, P.B. and Hewitt, G.F. «The Correlation of Liquid Entrainment Fraction and, Entrainment Rate in Annular Two-Phase Flow,» UKAEA Report AERE-R9187, Harwell (1978).
  63. White, E.T. and Beardmore, R.H.: «Velocity of Rise of Simple Cylindrical Air Bubbles Through Liquid Contained in Vertical Tubes», Chem. Eng. Sci. (1962) 17, 351−61.
  64. B.L. «ESP» Gas Separator’s Affect on Run, Life». SPE-28 526, (1994).
  65. Zdolnik Sergey, Pashali Alexander, Markelov Dmitry, Volkov Maxim: «Real Time Optimisation Approach for 15 000 ESP Wells», SPE-1,12 238
  66. Zhang H:-Q and Sarica C.: «Unified Modeling of Gas/Oil/Water Pipe Flow Basic Approaches and-Preliminary Validation», SPE paper 95 749, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, U.S.A, 912 October 2005.
  67. Zhang, H.Q., Wang, Q., Sarica, C., and Brill, J.P.: «Unified Model for Gas-Liquid1 Pipe Flow Via Slug Dynamics Part 1: Model Development» Submitted to ASME J. Energy Resour. Technol., 2003.
  68. Zuber, N. and Hench, J.: «Steady State and Transient Void Fraction of Bubbling Systems and Their Operating Limits. Part 1: Steady State Operation,» General Electric Report 62GL100 (1962).
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?