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

Разработка модели и алгоритмов функционирования газлифтной скважины как объекта системы оперативного управления

Диссертация: Разработка модели и алгоритмов функционирования газлифтной скважины как объекта системы оперативного управления
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Большие запасы сжатого газа в районах Западной Сибири и развитие технологий изготовления подземного оборудования и канатного инструмента, позволили в 70-х гг. XX в. активно применять газлифтный способ эксплуатации на территории бывшего СССР. Газлифтный способ эксплуатации популярен за рубежом, так в компании British Petroleum газлифт составляет 46,5% от всех механизированных способов добычи… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ТЕХНОЛОГИЯ ГАЗЛИФТА. МОДЕЛИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ. ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
    • 1. 1. Газлифтный комплекс
    • 1. 2. Газлифтныс установки. Типовые компоновки газлифтных скважин
    • 1. 3. Выбор типа газлифтной установки. Периодический газлифт
    • 1. 4. Структуры восходящего газожидкостного потока
    • 1. 5. Модели движения газожидкостного потока. Требования к математической модели
    • 1. 6. Методики расчета параметров движения газожидкостного потока
  • ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ
    • 2. 1. Допущения динамической математической модели работы газлифтной скважины
    • 2. 2. Уравнения сохранения и замыкающие уравнения динамической математической* модели газлифтной скважины
      • 2. 2. 1. Уравнения сохранения
      • 2. 2. 2. Формулы расчета параметров газа
      • 2. 2. 3. Формулы расчета параметров жидкости
      • 2. 2. 4. Формулы расчета параметров смеси
    • 2. 3. Решение системы уравнений динамической математической модели газлифшой скважины
      • 2. 3. 1. Решение системы дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих движение однофазного потока
      • 2. 3. 2. Решение системы дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих движение двухфазного потока
      • 2. 3. 3. Начальные условия
      • 2. 3. 4. Граничные условия для периода продавливания
      • 2. 3. 5. Граничные условия для периода лифтнрования
    • 213. 6. Граничные условия для периода выброса
      • 2. 3. 7. Граничные условия для периода стекания
      • 2. 3. 8. Граничные условия для периода накопления.8С
    • 2. 4. Передвижение границ раздела фаз
    • 2. 5. Образование фаз при передвижении границ. Смена периодов работы скважины,
  • ГЛАВА 3. АЛГОРИТМ И ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС РАСЧЕТА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ
    • 3. 1. Анализ существующих программныхкомплексов
    • 3. 2. Алгоритм расчета параметров движения ГЖП на основе разработанной модели
    • 3. 3. Программный комплекс расчета параметров движения ГЖП
    • 3. 4. Пример расчета газлифтной скважины с помощью программного комплекса
  • ГЛАВА 4. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ РАЗРАБОТАННОГО ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА. СХЕМА ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА В СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗАЦИИ
    • 4. 1. Расчет режимов работы скважины, эксплуатируемой периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье
    • 4. 2. Программный комплекс оперативного управления скважиной в системе АСУТП газлифтного комплекса

Разработка модели и алгоритмов функционирования газлифтной скважины как объекта системы оперативного управления (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы. Снижение количества залежей с благоприятными условиями эксплуатации вынуждает разрабатывать нефтяные месторождения в осложненных условиях. Применяются различные методы искусственного воздействия на продуктивные пласты (более 80% нефти в нашей стране добывается из залежей с применением законтурного и внутриконтурного заводнения [1]), вводятся в разработку залежи тяжелых, высоковязких нефтей, с высокой геологической неоднородностью коллекторов и низкой проницаемостью. За последние десятилетия накоплен опыт эксплуатации скважин в осложненных условиях, созданы соответствующая техника и технологии.

Аномальные свойства продукции скважин, особенности разработки месторождений, методы воздействия на пласт приводят к затруднениям при исследовании скважин и осложняют выбор оборудования для установления эффективного режима работы скважины. Работа скважин в неэффективном режиме приводит к увеличению расхода энергии и повышению себестоимости добычи нефти.

Одной из причин неэффективной эксплуатации скважин является сложность проведения точных расчетов движения газожидкостной смеси (ГЖС) по насосно-компрессорным трубам (НКТ), это тем более существенно, так как в добывающих нефтяных скважинах движение ГЖС происходит при любых способах эксплуатации в случае снижения давления в кольцевом пространстве или НКТ ниже давления насыщения. Для повышения эффективности работы скважин создают новые, совершенствуют и адаптируют к условиям месторождения существующие методики расчета движения газожидкостных смесей наряду с улучшением техники и технологии добычи нефти применительно к условиям эксплуатации.

Наиболее чувствительны к точности расчета движения ГЖС по трубам фонтанный и газлифтный способы. В России в настоящее время газлифтный 4 способ эксплуатации применяется' очень ограниченно. Однойиз причин является нестабильность законодательства, регулирующего разработку недр. Газлифтный способ эффективней насосных способов эксплуатации на крупных и средних по запасам высокопродуктивных нефтяных залежах [36], [46], [55]. После окончания их разработки суммарные затраты примерно на 15% ниже, чем при насосных способах.

Большие запасы сжатого газа в районах Западной Сибири и развитие технологий изготовления подземного оборудования и канатного инструмента, позволили в 70-х гг. XX в. активно применять газлифтный способ эксплуатации на территории бывшего СССР. Газлифтный способ эксплуатации популярен за рубежом, так в компании British Petroleum газлифт составляет 46,5% от всех механизированных способов добычи, в ConocoPhilips — 20%, в ExxonMobil — 53,2%, в Petrobras — 89,6%, в, Shell' -64,1%. В России разведка и разработка новых запасов углеводородов с помощью газлифтного способа актуальна для Арктического шельфа. Это требует технологий, обеспечивающих возможность продления периода эксплуатации, оперативного контроля и управления скважинами.

Частично эти задачи решаются за счет внедрения автоматизации и информатизации производственных процессов, в том числе технологии «умных месторождений». Современные АСУ ТП позволяют осуществлять сбор и передачу информации о работе скважин с кустовой площадки на пункт управления. Полученные данные обрабатывают, и> определяются корректировки параметров, для поддержания выбранного режима работы скважин. При определении режима работы скважины на практике используют моделирование процессов движения газожидкостных потоков (ГЖП) в скважине с помощью математических моделей. В то же время, до сих пор не создано алгоритмов и. программного комплекса (ПК) для оперативного управления газлифтной скважиной ввиду сложности моделирования процесса движения ГЖП в скважине. Существующие модели, описывающие движение ГЖП, предназначены для решения задач проектирования и не позволяют в полной мере решить задачу оперативного управления скважиной вследствие того, что не учитывается изменение режима работы^ скважины во время эксплуатации, не учитывается влияние системы транспорта нефти и газораспределительной системы, и не учитываются особенности технологического оборудования скважины.

Таким образом, разработка модели расчета режима работы газлифтной скважины и программного комплекса для оперативного управления газлифтной скваэ/синой актуальны.

Цель работы: разработка модели и программного обеспечения, исследование алгоритмов расчета режима работы газлифтной скважины для оперативного управления её работой.

Для достижения цели необходимо решить следующие научно-технические задачи:

1. Провести сравнительный анализ различных моделей, используемых при проектировании газлифтных скважин и существующих методик расчета движения ГЖП в вертикальных скважинах.

2. Определить требования к динамической математической модели газлифтной скважины.

3. Разработать динамическую математическую модель газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом с учетом передвижения границ фаз1, их образования, смены периода работы скважины и относительной скорости газа.

4. Разработать алгоритмы вычисления параметров модели и расчета режима работы газлифтной скважины с помощью полученной математической модели.

5. Разработать программный комплекс оперативного управления газлифтной.

1 Под фазой здесь и в дальнейшем подразумевается тип потока: газ, жидкость, ГЖП скважиной: учитывающий характеристики конкретной скважины и структуру газожидкостного потока;

— позволяющий определять параметры движения ГЖП при различных методиках расчета движения газожидкостной смесипозволяющий выбирать и адаптировать существующие методики расчета промысловых газожидкостных подъемников к условиям эксплуатации конкретной скважины и разрабатывать новые;

— позволяющий вычислять параметры режима работы газлифтной скважиныпозволяющий в оперативном режиме контролировать режим эксплуатации скважины.

6. Провести численные эксперименты с помощью разработанного программного комплекса и: изучить влияние относительной скорости газа на дебит скважины и определить возможные режимы работы скважины;

— проанализировать рассчитанные режимы работы скважины и выбрать реализуемые с технической и экономической точек зрения;

— рассчитать режим работы газлифтной скважины, обеспечивающий минимум удельного расхода газа.

7. Разработать структуру системы оперативного управления газлифтной скважиной.

Научная новизна:

1. Разработана динамическая математическая модель полного цикла работы газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом, позволяющая учитывать передвижение границ фаз, их образование, смену периодов работы скважины и относительную скорость газа. Определены начальные и граничные условия математической модели для границ выделенных объёмов и внешних границ.

2. Разработан алгоритм расчета режима работы газлифтной скважины с помощью предложенной математической модели.

3. Исследовано влияние относительной скорости газа на режим работы скважины.

4. Получены зависимости изменения расходных характеристик скважины от её параметров.

Методы исследований базируются на использовании фундаментальных положений гидродинамики, математического моделирования, численных методов решения систем дифференциальных уравнений в частных производных, математического программирования и информационных технологий.

Практическая значимость. Разработана модель и программный комплекс, позволяющие рассчитывать режим работы газлифтной скважины в процессе эксплуатации и определять параметры оперативного управления скважиной. Программный комплекс может быть использован в учебном процессе.

Программный комплекс имеет государственную регистрацию программы ЭВМ № 2 011 612 525 (Расчет режима работы газлифтной скважины).

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на следующих форумах:

— Семинар кафедры АТП РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 24 марта 2011;

— Конференция, посвященная 50-летию кафедры «ATI III» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Уфа, 21−22 октября, 2010;

— XI международная научно-практическая конференция «Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа», Москва, 2007.

Положения, выносимые на защиту, и научная новизна:

1. Динамическая математическая модель полного цикла работы газлифтной скважины [8].

2. Учёт передвижения границ, образования фаз, смены периода работы газлифтной скважины иотносительной скорости газа в разработанной математической модели.

3. Расчет режима работы газлифтной скважины с помощью разработанной математической модели [10].

4. Программный комплекс оперативного управления газлифтной скважиной.

9].

Все положения, выносимые на защиту и практические рекомендации диссертационной работы получены лично автором.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах из перечня рецензируемых журналов ВАК.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, выводов, двух приложений и списка литературы. Работа изложена на 152 страницах машинописного текста, содержит 56 рисунков и 15 таблиц.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ.

1. Проведён сравнительный анализ различных моделей, используемых при проектировании газлифтных скважин и существующих методик расчета движения ГЖП в вертикальных скважинах.

2. Определены требования к динамической математической модели газлифтной скважины.

3. Разработана динамическая математическая модель газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом с учетом передвижения границ фаз, их образования, смены периода работы скважины и относительной скорости газа.

4. Разработаны алгоритмы вычисления параметров модели и расчета режима работы газлифтной скважины с помощью полученной математической модели.

5. Разработан программный комплекс оперативного управления газлифтной скважиной: учитывающий характеристики конкретной скважины и структуру газожидкостного потокапозволяющий находить параметры движения ГЖП при различных методиках расчета движения газожидкостной смесипозволяющий выбирать и адаптировать существующие методики расчета промысловых газожидкостных подъемников к условиям эксплуатации конкретной скважины и разрабатывать новыепозволяющий вычислять параметры режима работы газлифтной скважиныпозволяющий в оперативном режиме контролировать режим эксплуатации скважины.

6. Проведены численные эксперименты с помощью разработанного программного комплекса и: изучено влияние относительной скорости газа на дебит скважины и определены возможные режимы работы скважиныпроанализированы рассчитанные режимы работы скважины и выбраны реализуемые с технической и экономической точек зрения;

— рассчитан режим работы газлифтной скважины, обеспечивающий минимум удельного расхода газа.

7. Разработана структура системы оперативного управления газлифтной скважиной.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.В., Уразаков K.P., Далимов В. У. Справочник по добыче нефти, М., Недра-Бизнесцентр, 2000, 374 с.
  2. A.M. Контейнерный трубопроводный пневмотранспорт, «Машиностроение», 1979, 263 с.
  3. А.Д. Гидравлические сопротивления, 2-е изд., М., Недра, 1982, 224 с.
  4. А.Д., Киселев П. Г. Гидравлика и аэродинамика. М., Изд., лит. по строительству, 1965, 273 с.
  5. A.A., Невструева Е. И. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе // Изв. ВТИ, 1950, № 2.
  6. К. П., Воскресенский Г. П., Любимов А. Н., Русанов В. В. (1964) Пространственное обтекание гладких тел идеальным газом, Наука, Москва.
  7. Барашкин PJL Моделирование движения газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах газлифтной скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2011, № 5 -с. 41−46
  8. Р.Л., Попадько В. Е. Программный комплекс расчета режима работы газлифтной скважины // Территория НЕФТЕГАЗ, 2011, № 3. — с. 12−16
  9. Р.Л. Применение метода характеристик для решения задачи движения жидкости в подъемнике // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2009, № 12. с. 25−29
  10. П.Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г. Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. — М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544 с.
  11. О. М., Северинов Л. И. (1973) Консервативный метод «потоков» и расчет обтекания тела конечных размеров вязким теплопроводным газом, Ж. вычисл. машем, и машем, физики 12, № 2," 385−397.
  12. О. М. (1984) Численное моделирование в механике сплошных сред, Наука, Москва.
  13. И.С., Жидков Н. П. Методы вычислений т.2, Москва, 1959, -620 стр.
  14. Дж.П., Мукерджи X. Многофазный потока в скважинах. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 стр.
  15. Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча- нефти. -М.: Недра, 1983, 455 с.
  16. П.Р. Математическое моделирование движения двухфазной многокомпонентной смеси в вертикальных скважинах. Академия нефти и газа имени И. М. Губкина. Дисс. к.т.н., Москва, 1992.
  17. С.К. (1959) Разностный метод численного расчета разрывных решений гидродинамики, Мат. сборник 47 (89), № 3, 271−306.
  18. Ю.П. (1996) Численное моделирование течений вязкого газа в ударном слое, Наука/Физматлит, Москва.
  19. ГОСТ 30 319.0,1,2,3−96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения. Минск, 1996 г.
  20. X., Рос Н. Подъём газожидкостных смесей с забоя скважин // VI
  21. Всемир. конгр. нефтяников во Франкфурте-на-Майне М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.-е. 100−136.
  22. В. В. (1991) Об одном методе построения схем типа Годунова, Доклады АН СССР 321, № 1, 36−39.
  23. Диб Айман Реда Разработка методики расчёта параметров работы скважин при периодическом газлифте. Дис., к.т.н. М., 2000.
  24. С. Н. (1983) Модифицированный метод характеристик для расчета двумерных сверхзвуковых течений газа с выделением разрывов, Труды ЦАГИ, № 2199, 3−36.
  25. Т.Б. Математическое моделирование нестационарных газожидкостных потоков в системе пласт-скважина. РГУНГ имени И. М. Губкина. Дисс. к.т.н., Москва, 2007.
  26. Ю.В., Максутов P.A., Чубанов О. В. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. М., Недра, 1984. -360с.27.3айцев Ю.В., Максутов P.A., Чубанов О. В. и др. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987. 256 — 256 с.
  27. В.И. Гидродинамика двухфазных смесей в процессах бурения нефтяных и газовых скважин. Дисс. д.т.н. РГУНГ имени И. М. Губкина, Москва, 2009.
  28. В.И., Барашкин PJL, Самарин И.В. Статья. Нестационарный процесс заполнения газом кольцевого пространства скважины с использованием метода характеристик. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2007, № 10, с.38−43.
  29. В. М., Тарнавский Г. А., Черный С. Г. (1990) Применение метода расщепления в задачах аэродинамики, Наука, Новосибирск.
  30. А.П. Расчёт подъёмников для эксплуатации компрессорных и фонтанных скважин // Нефтяное хозяйство. № 2, 1934. с. 24−33.
  31. А.П. Потери трения и скольжения при движении жидкости и газа по вертикальным трубам // Нефтяное хозяйство. № 6, 1935. с. 35 42.
  32. А.Г., Погорелов Н. В., Семенов А. Ю. Математические вопросы численного решения гиперболических систем уравнений М.: Физматлит, 2001
  33. В. Ф. (1966) О разностных методах для уравнений гидродинамики, Труды Машем, ин-та им. В. А. Стеклова АН СССР 74, Ч. 1, 107−137.
  34. С.С., Стырикович М. А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976. — 296 с.
  35. В.А. Разработка и внедрение методов и средств адаптивной оптимизации процесса газораспределения при эксплуатации газлифтного комплекса. Дисс. д.т.н., РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, Москва, 2000.
  36. Е.Г., Исаев В. И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов: в 2 частях. — 2-е изд., испр. и доп. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 4.1: Гидроаэромеханика в бурении. — 413 с.
  37. Ляхов В.' Н. (1974) Сглаживание и искусственная вязкость при расчетах двумерных нестационарных течений с разрывами, Числ. методы мех. сплошн. среды 5, № 3, 69−74, Новосибирск.
  38. К. М., Холодов А. С. (1988) Сеточно-характеристические численные методы, Наука, Москва.
  39. К. М. (1966) Метод характеристик для численного расчета пространственных течений газа, Вычисл. матем. и матем. физики 6, № 2, 313−325.
  40. В.А., Одишария Г. Э., Клапчук О. В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. — 270 с.
  41. И.Т., Сахаров В. А., Грон В. Г., Богомольный Г. И. Сборникзадач по технологии и техники нефтедобычи: Учебн. пособие для вузов. -М.: Недра, 1984.-272 с.
  42. М.А., Сахаров В. А. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин: Учеб.* пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008.-188 с.
  43. И.М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных месторождений. M.-JL: Гостоптехиздат, 1949. — 776 с.
  44. Р.Х. Расчет давления по длине НКТ в высоко дебетных скважинах. // В кн.: Молодежь и научно-технический прогресс в нефт. и газовой промышленности: Тез. докл. Всесоюз. конф. мол. уч. и спец. -М.: 1981.
  45. Р.Х. Разработка методики расчета высоко дебитного газлифта на примере месторождения Самотлор. Дисс. к.т.н., Институт нефти и газа имени И. М. Губкина, Москва, 1986.
  46. Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. I. II М.: Наука, Гл. ред. физ-мат. лит., 1987 — 464 с.
  47. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов (НТП МГ). М., ООО ВНИИГАЗ, ООО ИРЦ, «Газпром», 2003.
  48. В.А., Шибанов В. А., Гречнев Н. П., Вершинин Ю. Н., Леонов В. А., Шигапов P.P. Повышение эффективности эксплуатации газлифтного комплекса на месторождениях Западной Сибири: Обзорная информация Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 6 (47) М., 1985.
  49. . Л., Яненко Н. Н. Системы квазилинейных уравнений и их приложения к газовой динамике, М., Наука, 1978, 687с.
  50. В. В. (1968) Разностные схемы третьего порядка точности для сквозного счета разрывных решений, Доклады АН СССР 180, № 6, 13 031 305.
  51. В. В. (1963) Характеристики общих уравнений газовойдинамики, Ж вычисл. матем. и матем. физики 3, № 3, 508−527.
  52. А. А., Попов Ю. П. (1975) Разностные схемы газовой динамики, Наука, Москва.
  53. A.A., Попов Ю. П. Разностные методы решения задач газовой динамики М.: ФизматЛит, 1992
  54. В.А. Основные закономерности, работы и расчеты промысловых газожидкостных подъемников в осложненных условиях эксплуатации. Дисс. д.т.н., Москва, Институт нефти и газа имени академика И. М. Губкина, 1990.
  55. В.А., Мохов М. А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах и промысловых подъемниках. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. — 398 с.
  56. Н.Г., Сахаров В. А., Тимашев А. Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. М.: Недра, 1986. — 235 с.
  57. С.Г. Уравнение гидродинамики двухфазных жидкостей // ДАН СССР, т.50,1945. с. 99−102.
  58. С. Г. Вопросы гидродинамики двухфазных смесей. Вестник МГУ. Серия математики, № 2. 1958. с. 15−27.
  59. А. И. (2000) О построении схем заданного порядка с линейными с линейными комбинациями операторов, Ж. вычисл. матем. и матем. Физики 40, № 8, 1206−1220.
  60. Г., Одномерные двухфазные системы, М.: Издательство «Мир», 1972, 440 с.
  61. , Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. Пер. с англ. Пер. изд.: Великобритания, 1983 М.: Недра, 1986 — 204 с.
  62. М. 3. оглы, Исследование и оптимизация режимов эксплуатации газлифтных скважин, Дисс. к.т.н., НижневартовскНИПИнефть, Нижневартовск, 1991
  63. Э.Э., Кессельман П. М. Основы теории теплофизическихсвойств веществ. М., Энергия, 1977, 248 с.
  64. Ю. И., Яненко Н. Н. (1985) Метод дифференциального приближения. Применение к газовой динамике- Наука, Новосибирск.
  65. В.И. Технология и технология добыча нефти: Н.: Недра, 1983, 510 с.
  66. D. А. (1974) A comparison of numerical solutions to the inviscid equations of fluid motion, J. Comput. Phys. 15, No. 1, 1−20.
  67. Ansari A.M. et. At. A comprehensive mechanistic model for two-phase flow in wellbores. SPEPF, May, 1994. 143.
  68. Asheim H. MONA, an accurate two-phase well flow model based on phase slippage. SPEPE, May, 1986. p.221.
  69. Aziz K., Govier G.W., Fogarasi H. Pressure drop in wells predicting oil and gas. Jorn. Can. Petr. Tech., July Sept., 1972. — p.38.
  70. Baxendell P.B., Thomas R. The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells. JPT., October, 1961. p. 1023−1028.
  71. Beggs H.D., Brill J.P. A study of two-phase flow in inclined pipes. J.P.T., May, 1973.-p. 607−617.
  72. Chierici G.L., Giucci G.M., Sclocchi G. Two-phase vertical flow in oil wells — prediction of pressure drop. JPT, August, 1974. p. 927.
  73. Dunham C., Lea J.F. A flexible method of artificial lift, Rogtec, 10, p. 5878.
  74. A. F. (1968) An evaluation of several differencing methods for inviscid flow problems, J. Comput. Phys. 2, No. 3, 306−331.
  75. Fancher G.H. Jr. and Brown K.E. Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing. SPEJ, March, 1963. — p. 59−69.
  76. D., Turkel E. (1978) Boundary conditions for multistep finite-difference methods for time-dependent equations, J. Comput. Phys. 26, No. 2, 181−196.
  77. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental study of pressure gradientsoccuring during continuous two phase flow in small — diameter vertical conduits. J.P.T., April, 1965, — p.475.
  78. Hasan A.R., Kabir C.S. A study of multiphase flow behavior in vertical wells. SPEPE, May, 1988. p.263.
  79. Higbie L. C, Plooster M. N. (1968) Variable pseudoviscosity in one-dimensional hyperbolic difference schemes, J. Comput. Phys. 3, No. 1, 154 156.
  80. M. (1977) Numerical Methods in Fluid Dynamics, Springer, New York.
  81. P., Lomax H., Warming R. F. (1973) Second- and third-order noncentered difference schemes for nonlinear hyperbolic equations, AIAA J. 11, No. 2, 189−196.
  82. Lorenz M. Die Arbeitsweise und berochnung des Drukvasserhebers Z. D. V. D. J., 1909.
  83. Moor T.F., Wild H.D. Experimental measurements of slippage in flow through vertical pipes. Petr. Dev. and Techn., 1931, pp. 296−319.
  84. G. (1987b) Computations of flows with shocks, in Annu. Rev. Fluid Mech. 19,313−337.
  85. Mukherjee H., Brill J.P. Pressure drop correlation for inclined two-phase flow. J. Energy Res. Tech., December, 1985. p. 107.
  86. Nind T.E.W. The Principles of Oil Well Production. New York, Me Lonald, 1981, p. 385.90.0rkeszewski J. Predicting two-phase pressure drops in vertical pipe, JPT, June, 1967. p. 829−838.
  87. Pauchon, C.L., Dhulesia, H., Cirlot, G.B., and Fabre, J, «TACITE: A Transient, Tool for Multiphase: Pipeline and Well Simulation,» paper SPE 28 545,1994.
  88. Pagano D. J., Plucenio A., Traple A., Gonzaga C. A. Controlling oscillations and? re-starting: operations in gas-lift wells. Departamento de. Automatic Sistemas Universidade Federal de Santa Catarina Florianopolis, SC, Brasil.
  89. Poetmann F.H., Carpenter P.G. The multiphase flow of oil, gas and water through vertical flow strings with application to the design and gas-lift installations. Drill. & Prod. Pract., 1952. p. 257.
  90. R. D., Morton К. W. (1967) Difference Methods for Initial-Value Problems, Interscience, New York. Рус. пер.: Рихтмайер P., Мортон К. (1972) Разностные методы решения краевых задач, Мир, Москва.
  91. MaIyshev A.S., Pashali A.A., Zdolnik С.Е., Volkov M.G. Remote well monitoring at Rosneft. Rogtec, number 22, 2010, p. 48−59
  92. Samarin I.Y., Barashkin R.L. Computer system of simulating operating duty of a gaslifting well. Tomsk, XI International Scientific and Practical Conference of Students, Post-graduates and Young Scientist, 2005.
  93. T. D., Ndefo E., Masson B. S. (1972) A study of numerical methods for solving viscous and inviscid flow problems, J. Comput. Rhys. 9, No. 1, 99−119.
  94. E. (1980) On the practical use of high-order methods for hyperbolic systems, J. Comput. Phys. 35, No. 3,319−340.
  95. User’s manual for API 14B. SSCSV sizing computer program, second edition. API, 1978.-p. 38−41.
  96. Yee H. C. (1989) A Class of High-Resolution Explicit and Implicit Shock-Capturing Methods, von Karman Institute for Fluid Dynamics Lecture Series 1989−04 (NASA TM-101 088).
  97. Web-сайт компании SCHLUMBERGER Электронный ресурс.-Режим доступа: http://www.slb.com, свободный.
  98. Web-сайт компании SPTGROUP Электронный ресурс.- Режим доступа: http://www.sptgroup.com, свободный.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?