Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважины с погружным насосом после глушения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Фомин, Виталий Викторович

• Фомин, Виталий Викторович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Фомин, Виталий Викторович

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСОВ КОНСТРУИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ПОГРУЖНЫМ НАСОСОМ ПОСЛЕ ГЛУШЕНИЯ.

1.1. Структура системы управления скважины с УЭЦН.

1.2. Задачи конструирования и управления скважинной системой с УЭЦН.

1.3. Анализ процесса принятия решения по оптимизации механизированного фонда с УЭЦН.

1.3.1. Анализ современных методов и средств конструирования и управления скважинной системой с УЭЦН.

1.3.2. Выявление доминирующих факторов, осложняющих процесс освоения.

1.4. Выводы по разделу.

2. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ.

2.1. Агрегированная гидродинамическая модель скважины.

2.1.1. Конструкция скважинной системы с УЭЦН.

2.1.2 Распределение давления в скважинной системе.

2.1.3. Физическая модель скважинной системы.

2.1.4. Модель «очистки» призабойной зоны пласта.

2.1.5. Модель массообменных процессов в скважинной системе

2.1.6. Статическая модель насоса.

2.2. Динамическая модель теплообмена в скважине с УЭЦН.

2.2.1. Схема распределения температуры в скважине.

2.2.2. Динамическая модель теплового баланса в скважинной системе.

2.2.3. Статическая характеристика мощности насоса.

2.3. Построение алгоритма численного расчета модели скважинной системы.

2.3.1. Построение расчетной схемы моделирования скважинной системы.

2.3.2. Начальные условия для расчетного примера.

2.3.3. Результаты расчета модельного примера.

2.3.4. Анализ влияния осложняющих факторов на характеристики моделируемой скважины.

2.4. Выводы по разделу.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ НАСТРОЙКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

3.1. Постановка задачи настройки модели.

3.2. Анализ информативности протоколов освоения.

3.3. Гидродинамический блок модели с учетом фактора поршневого вытеснения.

3.4. Системные принципы организации технологии настройки модели

3.4.1. Технология интерактивной настройки.

3.5. Пример реализации технологии интерактивной настройки.

3.5.1. Этапы моделирования. Выбор примера.

3.5.2. Визуально-графические средства настройки.

3.5.3. Результаты настройки модели.

3.6. Выводы по разделу.

4. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ КОНСТРУИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМОЙ.

4.1. Формализация критерия расхода ресурса.

4.2. Разработка детализированной функциональной схемы системы управления.

4.3. Пример синтеза и анализа конструктивных и режимных параметров скважинной системы по критерию дополнительного расхода ресурса.

4.3.1. Вычислительное конструирование регулятора периодической откачки.

4.3.2. Вычислительное конструирование регулятора для режима с доливом в затрубное пространство.

4.3.3. Сравнительный анализ режимов освоения по критерию дополнительного расхода ресурса.

4.4. Вариант использования предложенного подхода анализа и управления режимом и конструкцией скважинной системой.

4.5. Выводы по разделу.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважины с погружным насосом после глушения»

Актуальность работы. Одной из важнейших научно-технических задач современной разработки нефтяных месторождений является задача повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, в частности, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), так как доля добычи нефти, приходящаяся на эти скважины, составляет в среднем около 70% от совокупной добычи нефти во всем западносибирском регионе.

Успешное решение этой задачи зависит от решения множества локальных задач, обусловленных сложными конструкционными, геолого-техническими условиями, взаимосвязанными и взаимовлияемыми процессами, происходящими в скважине с погружным оборудованием и призабойной зоне пласта.

Одной из таких задач, затрудняющих достижение высокой эффективности эксплуатации скважин, является задача вывода скважины с УЭЦН на режим после глушения.

Проблемность ситуации в том, что в кратковременный период освоения требуемая производительность и уровень подвески погружного оборудования отличается от оптимальной конструкции системы в режиме нормальной эксплуатации. Возникающая диспропорция обуславливает риск преждевременных отказов УЭЦН и требует введения специальных режимов работы, смягчающих негативное действие факторов освоения. Хотя период освоения скважины после глушения может длиться 1-12 суток, тем не менее, по статистике предприятий, около 6 % скважин так и не удается вывести на режим в силу полного расхода ресурса погружной системы. В любом случае, даже введение регулируемых режимов освоения интенсифицирует расход эксплуатационного ресурса УЭЦН, сокращая суммарный срок службы системы.

По опубликованным работам и научно-техническим материалам можно выделить отдельных авторов и школы, развивающие современные пути решения этой задачи, которые объединяются в три группы:

- совершенствование геолого-технических мероприятий, связанное с применением современных гелиевых жидкостей глушения и повышением качества проведения ремонтов (В.Н. Нюняйкин, Ю.В. Зейгман, С.А. Рябконь и др.);

- совершенствование методов, позволяющих подобрать типоразмер погружного оборудования к условиям скважины (Ш. К. Гиматудинов, B.JI. Дайчман, Ю.А. Балакиров, В.Н. Ивановский и др.);

- совершенствование методов оперативного управления, - в том числе, интеллектуализация систем управления скважиной (В.В. Кульчицкий, Н.П. Запивалов, С.И. Юсифов, Б.Г. Ильясов, O.A. Чукчеев, A.B. Локтев, P.C. Галимов и др.).

Выявлено, что большинство исследователей для снижения негативного влияния факторов освоения предлагают новые конструкции, материалы, системы - что немало важно, однако отсутствие расчетных схем, позволяющих совмещать вопросы проектирования (подбор, погружение) и управления последующим режимом, явно ощущается.

Поэтому для повышения эффективности проведения работ связанных с освоением скважин, оборудованных УЭЦН, и выводом их на номинальный режим требуется: а) совершенствование существующих методов проектирования скважинной системы; б) анализ применимости одного или нескольких способов оперативного управления, предлагаемых современными технологами. Это, в свою очередь, неразрывно связано с созданием оригинальных расчетных схем. Поэтому исследования по сформулированной многоплановой проблеме, несомненно, актуальны -как с теоретической, так и с практической точки зрения. В этой связи.

Объект исследования. Скважинная система с установкой электроцентробежного насоса в период освоения.

Предмет исследования. Динамические режимы освоения, задача и алгоритмы управления выводом скважины на режим после глушения. Инструментальные средства машинного анализа процессов освоения скважины с УЭЦН.

Цель исследования. Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважинной системы с УЭЦН после глушения и соответствующих конструкторско-эксплуатационных решений, связанных с подбором установки и расчетом режима эксплуатации на основе построения математической модели, адекватной факторам освоения.

Основные задачи исследования.

1. Анализ состояния вопросов освоения скважины после глушения. Определение доминирующих факторов, осложняющих вывод скважины на режим. Обоснование подходов и методов учета негативных факторов освоения.

2. Составление математической модели скважины с УЭЦН, отражающей влияние основных осложняющих факторов освоения.

3. Разработка алгоритмов освоения путем создания инструментальных вычислительных средств, предназначенных для анализа термогидравлических режимов работы скважины с УЭЦН.

Методы решения задач. Поставленные задачи решаются теоретическими методами иерархических многоуровневых систем, системного анализа, математического моделирования, теории автоматического управления и имитационного моделирования.

Научная новизна работы.

1. Разработан и системно обоснован оригинальный подход к управлению процессом освоения скважины с УЭЦН после глушения, заключающийся в том, что:

- задача оптимального освоения поставлена как экстремальная по минимизации функционала, отражающего дополнительные расходы ресурса погружной системы в период освоения;

- факторное поле параметров минимизации сочетает одновременный выбор конструктивных характеристик скважинной системы и временных режимов условий эксплуатации при освоении.

2. Разработана и программно реализована технология визуально-вычислительного анализа гидротермодинамических процессов в скважине с УЭЦН, позволяющая осуществлять подбор оптимальных конструктивно-режимных решений, учитывающих осложняющие факторы освоения.

На защиту выносятся.

1. Конструктивно-функциональная (физическая) схема и соответствующая ей вычислительная модель гидротермодинамических процессов в скважине с УЭЦН, отражающая основные закономерности процессов освоения после глушения и учитывающая:

- динамику восстановления коэффициента продуктивности вследствие «очистки» ПЗП фильтрационным потоком жидкости;

- динамику замещения внутриполостной жидкости пластовым флюидом с учетом долива в затрубное пространство;

- особенности теплопередачи и нагрева ПЭД на уровне подвески насоса.

2. Вид критерииальной оценки, отражающий дополнительный расход ресурса погружной системы в период освоения скважины.

3. Комплексная структура системы управления процессом освоения скважины с УЭЦН после глушения и вычислительная технология целенаправленного подбора режимных параметров алгоритма освоения при помощи методов периодической откачки и долива в затрубное пространство.

Практическая ценность работы. Предложенные принципы, учета дополнительного расхода ресурса и алгоритмы принятия решения по выбору конструктивных и режимных параметров скважинной системы с УЭЦН в период освоения, позволяют: а) более качественно подходить к вопросам проектирования механизированного фонда; б) количественно оценивать альтернативные конструкции и возможные режимы, возникающие при освоении скважины; в) прогнозировать достижения определенных оптимальных состояний системы.

Вычислительная технология и модель освоения скважинной системы с УЭЦН после глушения в условиях действующих осложняющих факторов эксплуатации создают основу для реализации функций проектного и оперативного управления процессами освоения в рамках действующих корпоративных информационных систем нефтепромыслов.

Апробация работы. Основные положения докладывались и обсуждались на международных конференциях: «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2004), «Научное студенческое сообщество и современность» (Турция, 2004), «Современные техника и технологии -2005 (СТТ'2005)» (Томск, 2005), «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006), региональная научно-практическая конференция «Информационные технологии в образовании» (Тюмень, 2004).

Публикации. По теме диссертации опубликовано десять печатных работ, в числе которых четыре статьи и шесть тезисов докладов на научно-технических конференциях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, включающего 140 наименований и 5 приложений. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 57 рисунков и 10 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Фомин, Виталий Викторович

4.5. Выводы по разделу

1. Предложенная технология расчета системы конкретизирует понятия оптимального конструирования и управления, устанавливая строгую взаимосвязь между параметрами конструкции СС (такими, как глубина спуска и типоразмер) и режимными (динамическими) параметрами периода освоения.

2. Предложен вид критериальной оценки дополнительного расхода ресурса в процессе освоения, состоящий из четырех компонентов: количества повторных пусков, суммарных перегревов погружного двигателя, увеличения интервала спуска системы и превышения напора насоса по сравнению с номинальным.

3. Исследованы оптимальные режимы освоения по введенному критерию и разработана вычислительная среда подбора режимных параметров и конструкции (а именно, глубина погружения установки, типоразмер УЭЦН) скважинной системы с учетом технологий периодической откачки и долива жидкости на стадии проектирования. Предложенный подход анализа скважинной системы позволяет получить ответы на следующие вопросы:

Как исследовать влияния конструкции скважинной системы (глубины погружения, производительности погружного оборудования) на режимы, которые возникают в период освоения.

Как исследовать и сопоставлять имеющиеся технологии освоения скважины между собой и оценивать их влияние на расход ресурса погружной системы.

Как выбирать настройки регуляторов соответствующих технологий освоения скважинной системы, и как влияют настройки регуляторов на конструкцию скважины, так для глубины погружения были получены решения на модельном примере.

В настоящей работе были получены следующие результаты:

1. Предложена гидродинамическая модель с сосредоточенными параметрами, учитывающая главные осложняющие факторы, а именно динамическое восстановление коэффициента продуктивности фильтрационным потоком флюида и массообменный процесс замещения жидкости глушения пластовой смесью. Составлена термодинамическая модель с сосредоточенными параметрами, учитывающая теплообменные процессы между ПЭД, жидкостью и горной породой.

2. На основе численного моделирования исследовано влияние осложняющих факторов на динамические характеристики скважинной системы и нагрузочные характеристики погружного оборудования, а также разработана визуально-вычислительная среда для настройки параметров гидродинамической модели по паспортным данным процессов освоения.

3. Предложен вид критериальной оценки дополнительного расхода ресурса в процессе освоения, состоящий из четырех компонентов: количества повторных пусков, суммарных перегревов погружного двигателя, увеличения интервала спуска системы и превышения напора насоса по сравнению с номинальным.

4. Исследованы оптимальные режимы освоения по введенному критерию и разработана вычислительная среда подбора режимных параметров и конструкции (а именно, глубина погружения установки, типоразмер УЭЦН) скважинной системы с учетом технологий периодической откачки и долива жидкости на стадии проектирования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Фомин, Виталий Викторович, 2006 год

1. Атнабаев, З.М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса Текст. / З.М. Атнабаев. //Нефтепромысловое дело. 2004. №4. С.54-57.

2. Атнабаев, З.М. Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН Текст. / З.М. Атнабаев. // Нефтяное хозяйство, 2001, №4, С. 72-74.

3. Атнабаев, З.М. Сравнительный анализ программ подбора насосов Текст. / З.М. Атнабаев. // Нефтепромысловое дело.2003. №4. С.25-31.

4. Афанасьев, В.Н. Математическая теория конструирования систем управления Текст. / В.Н. Афанасьев, В.Б. Колмановский, В.Р. Нососв. М.: Высш. шк., 2003. - 614с.

5. Ахметзянов, A.B. Выбор оптимальных режимов отбора жидкости из многопластовых нефтяных месторождений Текст. / A.B. Ахметзянов,

6. B.Н. Кулибанов, А.И. Фролов, P.C. Хисамов. // Автоматика и телемеханика. 1998.№ 6.С.67-73.

7. Ахметзянов, A.B. Нетрадиционные математические модели фильтации флюидов в пористых средах Текст. / A.B. Ахметзянов, В.Н. Кулибанов. // Автоматика и телемеханика. 2004.№ 8.C.3-13.

8. Ахметов, З.М. Оптимизация работы малодебитных скважин Текст. / З.М. Ахметов, Г.И. Храмогин, P.M. Хузин. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 9, С.30-31.

9. Баранов, Г.Л. Структурное моделирование сложных динамических систем Текст. / Г.Л. Баранов, A.B. Макаров. Киев: Наук. Думка, 1986.-272 с.

10. Богданов, A.A. Об определении давления на приеме погружного центробежного насоса в скважине Текст. / A.A. Богданов, В.Р. Розанцев, АЛО. Холодняк. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 8, С.3-4.

11. П.Бочаров, Г.В. Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина. Текст.: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Г.В. Бочаров. М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 128 с.

12. Бочарников, В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом: Учебное пособие Текст. / В.Ф. Бочарников. -Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2003. 336с.

13. Бусленко, Н.П. Моделирование сложных систем Текст. / Н.П. Бусленко. М.: Наука, 1978. - 399с.

14. Васильев, В.И. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин Текст. / В.И.

15. Васильев, С.Н. Закиров, В.А. Крылов. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 58-61.

16. Васильев, Ю.Н. Модель напряженного состояния призабойной зоны Текст. / Ю.Н. Васильев, H.H. Дубина. // Нефть и газ.2000.№ 4. С.44-57.

17. Владимирский, Б.М. Математика. Общий курс Текст. / Б.М., Владимирский, А.Б. Горстко, Я.М. Ерусалимский. СПб: Лань, 2004. -956 с.

18. Власов, В.В. Причины нарушения первичной гидродинамической связи. «ПЛАСТ СКВАЖИНА» и технологические недостатки методов очистки, основанных на принципе откачки жидкости / В.В. Власов, A.A. Ишмурзин. // Нефтегазовое дело. 2003. http://www.ogbus.ru

19. Габдуллин, Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в усложненных условиях Текст. / Р.Ф. Габдуллин. // Нефтяное хозяйство, 2002, №4, С. 62-64.

20. Гайсин, М.Ф. Анализ надежности работы электроузлов УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз», ООО «Лукойл-Западная Сибирь» Текст. / М.Ф. Гайсин. // Нефтяное хозяйство, 2002, №2, С. 76-79.

21. Галимов, P.C. Автоматизированное управление отбором продукции механизированных нефтегазодобывающих скважин Текст. / P.C. Галимов, P.A. Хамитов, Р.Ш. Тахаутдинов, A.B. Ахметзянов, В.Н. Кулибанов. // Автоматизации в промышлнности.2004. № 3. С. 3-7.

22. Галямов, М.Н. Установление оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН Текст. / М.Н. Галямов, P.M. Батталов, Р.Б. Узбеков. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 12, С.14-16.

23. Генералов, И.В. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения Текст. / И.В. Генералов, В.Н. Нюняйкин, Ю.В. Зейгман, М.К. Рогачев. // Нефтяное хозяйство, 2001, №10, С. 72-73.

24. Генералов, И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Саматлорского месторождения. Текст.: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / И.В. Генералов. Уфа: УГНТУ, 2005. - 184 с.

25. Герцен, И.П. Переток жидкости в скважине под действием перепада давления в трубах и кольцевом пространстве Текст. / И.П. Герцен, Ю.А. Оксимец. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1983, № 5, С.20-22.

26. Гибшман, Е.А. Реализация оптимальных режимов эксплуатации систем регулирования в АСУТП Текст. / Е.А. Гибшман. //Промышленные АСУ и контроллеры.2004.№6. С. 1-7.

27. Гизатуллин, Р.Г. Математическая модель работы скважин с установкой центробежных электронасосов Текст. / Р.Г. Гизатуллин, Н.Г. Мусакаев, В.Ш. Шагапов // Нефть и газ.2004.№ 2.С.23-28.

28. Гиматудинов, Ш.К. Справочная книга по добыче нефти Текст. / Ш.К. Гиматудинов. М.: Недра, 1974 - 704 с.

29. Гроп, Д. Методы идентификации систем Текст. / Д. Гроп. М.: МИР, 1979.-303с.

30. Гусейнов, Т.Р. Способ определения оптимальных режимов периодической эксплуатации глубинно насосных скважин Текст. / Т.Р. Гусейнов, A.B. Федяшин. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1990.№ 6. С.19-25.

31. Двинин, A.A. Способ регулирования подачи электроцентробежных скважинных насосов Текст. / A.A. Двинин, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 10, С.33-35.

32. Дроздов, А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов Текст. / А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство, 2003, №1, С. 6870.

33. Дроздов, А.Н. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости Текст. / А.Н. Дроздов, П.Д. Ляпков, В.И. Игревский. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1982, № 10, С.16-18.

34. Душин, В.И. Автоматизация объектов важнейшее условие повышения эффективности Текст. / В.И. Душин. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.2002.38. С.2-6.

35. Елизаров, О.И. Оптимизация работы насосного оборудования на скважинах Самотлорского месторождения Текст. / О.И. Елизаров, А.К. Ягафаров. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 10, С.23-30.

36. Ентов, В.М. Теория фильтрации Текст. / В.М. Ентов. // Соросовский образовательный журнал, 1998, №2, С. 121-128.

37. Ерка, Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы Текст.: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Б.А. Ерка. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. 125 с.

38. Зиякаев, З.Н. Некоторые вопросы оптимизации режимов откачки при периодической эксплуатации малодебитных скважин Текст. / З.Н. Зиякаев, В.Г. Салимов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 1, С.25-29.

39. Зозуля, Г.П. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин Текст. / Г.П. Зозуля, М.Г. Гйехман, A.B. Кустышев, Т.Н. Чижова, В.К. Романов, К.В. Бурдин. // Известия вузов «Нефть и газ». Тюмень: ТюмГНГУ, 2001, №6, С. 55-57

40. Ибрагимов, Г.З. Условия определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса Текст. / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». M.: ВНИИОЭНГ, 1979, № 10, С.21-24.

41. Ивановский, В.Н. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти Текст. / В.Н. Ивановский. // Нефтепромысловое дело.2000.№ 4. С.11-16.

42. Ильясов, Б.Г. Система автоматического управления добычей нефти из малодебитных скважин Текст. / Б.Г. Ильясов, Е.С. Шаньгин, К.Ф. Тагирова, А.Р. Танеев. //Нефтепромысловое дело.2004.№ 1. С.28-32.

43. Капралова, М.К. Исследование изменения коэффициентов продуктивности при разработке залежей нефти Западной Сибири Текст. / М.К. Капралова, В.Г. Каналин. // Нефтепромысловое дело. 1981. №11. С. 23-25.

44. Каптелинин, Н.Д. Исследование глубиннонасосных скважин при вводе их в работу Текст. / Н.Д. Каптелинин, И.П. Кочкин, Ш.Г. Усманов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 7, С.21-23.

45. Карнаухов, М.Л. Исследование скважин при проведении работ по их ремонту и восстановлению продуктивности Текст. / М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова. // Известия вузов «Нефть и газ». Тюмень: ТюмГНГУ, 2001, №6, С. 50-54.

46. Кожевников, E.H. Расчет гидродинамического сопротивления, обусловленного несовершенством скважины Текст. / E.H. Кожевников, В.А. Санников. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -M.: ВНИИОЭНГ, 2003, №11, С.8-12.

47. Кокорин, В.В. Комплексная оптимизация двигательных установок систем управления Текст. / В.В. Кокорин, Н.Б. Рутковский, Е.В. Соловьев. М.: Машиностроение, 1983. - 184с.

48. Комаров, B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования Текст. / B.C. Комаров. // Нефтяное хозяйство.2002. 3 9. С.77-80.

49. Котов, В.А. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН Текст. / В.А. Котов, И.Ш. Гарифуллин, Ш.В. Тукаев, A.A. Гоник, А.Ш. Тукаев, Т.М. Вахитов. //Нефтяное хозяйство .2001. № 4. С.58-62.

50. Кричке, В.О. Анализатор подачи погружного центробежного электронасоса Текст. / В.О. Кричке. //Автоматизация,телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1987. № 6. С.5-9.

51. Кудряшов, С.И. Экспериментальное исследование теплообмена в погружном вентильном двигателе Текст. / С.И. Кудряшов. // Нефтяное хозяйство. 2005. № 5. С. 111-113.

52. Кузьмичев, Н. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях Электронный ресурс. / Н. Кузьмичев Режим доступа: http://www.oi1capita1.ru

53. Куряев, C.B. Анализ изменения наработки оптимизированных скважин, оборудованных УЭЦН Текст. / C.B. Куряев. // Материалы 11 Конференции молодых специалистов нефтяной и геологоразведочной отраслей ХМАО.-М.: ВНИИОЭНГ, 2001. С.319-326.

54. Кутдусов, А.Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами Текст. / Автореферат диссер. на соиск. уч. степ, к.т.н. Уфа: УГТУ, 2002. -23с.

55. Лёнин, С.А. Телемеханизация станций управления УЭЦН Текст. / С.А. Лёнин, A.C. Гордеев. //Нефтяное хозяйство.2002. № 10. С.118-119.

56. Леонов, В.И. Исследование решений гидродинамических задач притока жидкости (газа) к скважинам Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 25.00.17. / В.И. Леонов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 24 с.

57. Лепехин, В.И. ЗАО «Электон»: разработка и опыт эксплуатации комплекса оборудования для автоматизации добычи нефти Текст. / В.И. Лепехин, Н.Г. Видякин, A.C. Валеев, А.Г. Канн // Нефтяное хозяйство, 2004, № 5, С. 111-112.

58. Линев, B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин Текст. / B.C. Линев. // Нефтяное хозяйств, 1971, №12, С. 60-65

59. Локтев, A.B. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦН Текст. / A.B. Локтев, O.A. Чукчеев и др. // Нефтяное хозяйств, 2003, №6.

60. Лысенко, В.Д. Исследование пластов и скважин. Исследование малопродуктивных скважин по методу восстановления давления Текст. / В.Д. Лысенко.// Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 11, С.32-41.

61. Лысенко, В.Д. Оценка эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти и конечной нефтеотдачи Текст. / В.Д. Лысенко. //Нефтепромысловое дело. 2001. № 12. С.49-54.

62. Лысенко, В.Д. Проектный расчет дебитов скважин Текст. / В.Д. Лысенко. // Нефтепромысловое дело.2000.№4. С. 4-7.

63. Люстрицкий, В.М. Методика определения перепада давления между забоем и приемом насоса в работающей скважине Текст. / В.М. Люстрицкий, Э.М. Хасанов, Д.С. Липанин. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004, № 5, С.25-30.

64. Ляпков, П.Д. Исследование работы погружного центробежного насоса на смеси вода-газ Текст. / П.Д. Ляпков, В.И. Игревский, А.Н. Дроздов.// Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1982, №4, С. 19-21.

65. Ляпков, П.Д. Работа погружных центробежных насосов на вязких газожидкостных смесях Текст. / П.Д. Ляпков, В.И. Игревский, А.Н. Дроздов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 6, С.11-14.

66. Матаев, Г.А. Фильтрационные характеристики разбуриваемых пластов Текст. / Г.А. Матаев, Т.Б. Малачиханов, B.C. Семенякин. // Нефтяное хозяйство, 1988, №4, С. 23-25.

67. Матвеев, С.Н. Повышение эффективности работы УЭЦН на нефтепромыслах ОАО «Сургутнефтегаз» за счет применения частотного регулирования вентильного двигателя Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 05.02.13. Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.-24 с.

68. Месарович, М. Теория иерархических многоуровневых систем Текст. / М. Месарович, Д. Мако, И. Такахара. М.: Мир, 1973. - 344с.

69. Минеев, Б.П., Применение пен при освоении скважин Текст. / Б.П. Минеев, А.Д. Голиков. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, №4, С. 16.

70. Мищенко, И.Т. Некоторые особенности разработки месторождений нефти с трудноизвлекаемыми запасами Текст. / И.Т. Мищенко. //Нефть газ. 2000.№3. С.27-34.

71. Мулявин, С.Ф. Исследование и регулирование процессов разработки нефтяных месторождений с учетом гравитационного разделения флюидов в пластах большой мощности Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 25.00.17. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. -24 С.

72. Мусабиров, М.Х. Текущий и капитальный ремонт скважин. (Технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта) Текст. / М.Х. Мусабиров // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 4, С.34-36.

73. Новицкий, П. В. Оценка погрешностей результатов измерений Текст. / П. В. Новицкий, И. А. Зограф. Д.: Энергоатомиздат, 1985.

74. Нюняйкин, В.Н. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения Текст. / В.Н. Нюняйкин, И.В. Генералов, М.К. Рогачев, Ю.В. Зейгман. // Нефтяное хозяйство, 2002, №2, С. 44-45.

75. Нюняйкин, В.Н. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов Текст. / В.Н. Нюняйкин, И.В. Генералов, М.К. Рогачев, Ю.В. Зейгман. // Нефтяное хозяйство, 2001, №10, С. 74-75.

76. Орлов, Д.Г. Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида Текст.: автореф. дис. канд. тех. наук: 25.00.15. / Д.Г. Орлов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 24 с.

77. Павленко, В. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов Электронный ресурс. / В. Павленко, М. Гинзбург. Режим доступа: http://www.oilcapital.ru

78. Пантелеев, Г.В.Установление оптимальной глубины спуска в скважины центробежных насосов Текст. / Г.В. Пантелеев, З.А. Ростэ. // НТЖ серия Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987, Вып.2, С.21-23.

79. Петров, A.A. Результаты эксплуатационных испытаний передвижной азотной компрессорной станции при освоении нефтяных скважин

80. Текст. / A.A. Петров, O.B. Антонов. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 73.

81. Пирвердян, A.M. Расчет эффективности при переводе скважин на периодическую эксплуатацию Текст. / A.M. Пирвердян, Н.Ш. Алиев, Н.М. Гаджиев, Н.Я. Мамедов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 12, С.17-20.(нет страниц)

82. Пономарев, А.К. Электрогидроприводный насосный агрегат для малодебитных скважин Текст. / А.К. Пономарев // Бурение и нефть, 2002, №11, С. 12.

83. Прогноз МРП работы УЭЦН действующего фонда скважин в условиях проведения интенсификации добычи нефти ГРП Текст. / Э.А. Ахмадуллин. // Нефтепромысловое дело. 2002. №7. С.38-40.

84. Пчелинцев, Ю.В. Использование моделирования стабильности работы скважин Текст. / Ю.В. Пчелинцев, , Е.А. Картежиков, A.M. Маврин //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2005.№2. С.31-36.

85. Пьянкова, Е.М. Влияние скин-эффекта на КВД Текст. / Е.М. Пьянкова. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003, № 10, С.42-44.

86. Растригин, Л.А. Введение в идентификацию объектов управления Текст. / Л.А. Растригин, Н.Е. Маджаров. М.: Энергия, 1977. - 216с.

87. Растригин, Л.А. Современные принципы управления сложными объектами Текст. / Л.А. Растригин. М.: Сов. радио, 1980. - 232с.

88. Рябоконь, С.А. Универсальная технологическая жидкость глушения при ремонте и заканчивании скважин Текст. / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, A.A. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 62-64.

89. Салимгереев, М.Ж. Оптимизация режимов энергопотребления нефтепромыслового оборудования Текст. / М.Ж. Салимгереев, А.Г. Габдуллин, Ж.А. Умирбаев, Д. Беким-улы, И. Гитман, А.К. Шурыгин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, С. 122-124.

90. Свалов, A.M. Геомеханические процессы в призабойной зоне скважины Текст. / A.M. Свалов // Бурение и нефть, 2002, №11, С. 32-35.

91. Семченко, П.Т. Частотное управление погружными насосами куста скважин в автоматизированной системе добычи Текст. / П.Т. Семченко, И.А. Гордон. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1984, № 6, С.36-39.

92. Соловьев, И.Г. Разработка основ автоматизированной технологии нефтедобычи для скважин оборудованных УЭЦН (промежуточный отчет). Том I. Текст. / И.Г. Соловьев. Тюмень: Тюменская гортипография упрполиграфиздата, 1984 - 124 с.

93. Соловьев, И.Г. Разработка алгоритма периодической эксплуатации УЭЦН с контролем ресурса изоляции Текст. / И.Г. Соловьев. -Тюмень, Тюменская гортипография упрполиграфиздата, 1984 47 с.

94. Соловьев, И.Г. Линейная модель ресурса погружного электроцентробежного насоса Текст. / И.Г. Соловьев, В.К. Конопелька. // Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности». 1987. №6.

95. Соловьев, И.Г. Гибкие автоматизированные технологии нефтедобычи. Концептуальные основы и системные принципы Текст. / И.Г. Соловьев. // НТЖ Вестник кибернетики. Тюмень: ИПОС СО РАН, 2004. Вып. 3. с. 136-149.

96. Страхов, С.Г. Подключение систем управления ЭЦН, оснащенных встроенными контроллерами, к АСУТП Текст. / С.Г. Страхов. // Нефтяное хозяйство, 2002, №7, С. 5-10.

97. Тагиев, А.А. Исследование пластов и скважин (Определение величины снижения уровня жидкости в скважине после гидравлического разрыва пласта) Текст. / А.А. Тагиев. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004, № 1, С.27.

98. Терегулова, Г.Р. Оценка экономической целесообразности оптимизации работы насосного оборудования добывающей скважины Текст. / Г.Р. Терегулова, Н.Ю. Коробейников. // Нефтяное хозяйство,2002, №1, С. 56-58.

99. Тихомиров, В.Б. Планирование и анализ эксперимента (при проведении исследований в легкой и текстильной промышленности) Текст. / В.Б. Тихомиров М.: Легкая индустрия, 1974. - 262 с.

100. Уметбаев, В.Г. Капитальный ремонт скважин на поздней стадии разработки месторождений Текст. / В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев. // Нефтяное хозяйство, 2002, №4, С. 71-75.

101. Усманов, М.Г. Применение испытателей пластов для очистки призабойной зоны Текст. / М.Г. Усманов, Т.З. Ихиятдинов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1982, № 4, С. 19.

102. Ухалов, К.А. Исследование влияния обводненности продукции скважин на отказы электроцентробежных установок Текст. / К.А. Ухалов. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ,2003, № 10, С.35-35.

103. Фадеев, Д.К. Вычислительные методы линейной алгебры Текст. / Д.К. Фадеев, В.И. Фадеева. М.: Физматгиз, 1963. - 734с.

104. Филиппов, В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти Текст. / В.Н. Филиппов. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1983.-49С.

105. Фомин, В.В. Вопросы конструирования и управления скважинами с УЭЦН при освоении. / И.Г. Соловьев, В.В. Фомин // НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005, №8. С. 15-19.

106. Фомин, В.В. Задачи моделирования процессов освоения скважин после глушения Текст. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Институт нефти и газа: Сборник научных трудов. Т.1. Тюмень: Изд. ТюмГНГУ, 2006. - С.205-207.

107. Фомин, В.В. Математическая модель процесса освоения скважины с УЭЦН после глушения Текст. / И.Г. Соловьев, В.В. Фомин // Вестник кибернетики. Тюмень: Изд. ИПОС СО РАН, 2005, Вып.4. - С. 10-17.

108. Фомин, В.В. Моделирование процесса освоения скважин глубинным насосом с учетом степени загрязнения призабойной зоны Текст. / В.В. Фомин, И.Г. Соловьев // Институт нефти и газа: Сборник научных трудов. Т.1. Тюмень: Изд. ТюмГНГУ, 2006. - С.202-204.

109. Фролов, C.B. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путем разработки и внедрения методики подбора и оптимизации работы оборудования Текст.: дисс. канд. техн. наук: 05.02.13 / C.B. Фролов-М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. 139 с.

110. Ханжин, В.Г. Некоторые факторы влияния способа освоения малодебитных скважин на эксплуатацию УЭЦН Текст. / В.Г. Ханжин. // НТЖ серия Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985, Вып.5, С.27-31.

111. Хоминец, З.Д. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны Текст. / З.Д. Хоминец, P.C. Яремийчук,

112. B.Н. Лотовский, В.Р. Возный. // Нефтяное хозяйство, 1988, №4, С. 2022.

113. Черемисинов, Е.М. Тепловые режимы погружного двигателя установок серии ЦУНАР-100 Текст. / Е.М. Черемисинов, С.Н. Матвеев, O.A. Оводков. // Бурение и нефть, 2002, №10, С. 6-11.

114. Черемисинов, Е.М.Частотные режимы работы системы «скважина-насос» установки ЦУНАР-100 Текст. / Е.М. Черемисинов, С.Н. Матвеев, O.A. Оводков. // Бурение и нефть, 2002, №11, С. 8-11.

115. Шафраник, С.К. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин Текст. / С.К. Шафраник, А.Ф. Косилов, A.A. Бояркин. // Бурение и нефть, 2002, № 10, С.20-21.

116. Шишков, С.А. Тепловой режим работы установки УЭЦН Текст. /

117. C.А. Шишков, В.М. Люстрицкий. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1998, № 11-12, С. 16-18.

118. Шмидт, С.А. Исследование нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН» Текст.: дисс. канд. техн. наук: 05.15.06 / С.А. Шмидт. Самара: СГТУ, 2000. -113 с.

119. Пат. 2203919 РФ, кл.2 Е 21 В 43/1 «Жидкость для глушения» / Овчинников В.П. и т.д. (РФ) 2000133203/03. Заявл. 29.12.2000. Опубл. 10.05.2003.

120. Пат. 2011812 РФ, кл. 1 Е 21 В 47/00 «Способ контроля работы скважины, оборудованной глубинным насосом» / Ключников А.И., ПопадькоВ.Е,- 4875649/03 Заявл. 02.07.1990. Опубл. 30.04.1984.

121. Пат. 2042765 кл.1 Е 21 В 43/00 «Способ эксплуатации насосных скважин» / Афанасьев В.А., Гордон И.А., Семченко П.Т. 5061252/03 Заявл. 02.09.1992. Опубл. 27.08.1995.

122. Barbe, I.A., Boyd B.L. Экспресс-метод исследования насосных скважин Текст. / I.A. Barbe, B.L. Boyd. // Р.н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». M.: ВНИИОЭНГ, 1983, № 9, С.38-39.1. А в с 0 Е г о н 1 J К 1.

123. Месторождение/НГП Аган/НГП-6 Ответственный за ГТМ по скважине

124. Скважина 1005 Фамилия должность

125. Куст 91 Петров В.П. Вед. инж.

126. Вид ГТМ Возврат на Б18-22.ГРП5 Режим до ГТМ

127. Насос 1сп Пласт Ож Он % Нд/Рз7 вор :Я;0 Ю1

128. Интервал перфорации 2509-:;. 1 /9 Расчетный режим

129. Насос СП Пласт Ож Он % Нд/Рэ ООж ООн Дэк. Рзаб ож

130. S-r.f-.2100 2300 Г* 1 " 30 19 30 15-31/17 1-3 0 146 90

131. Режим после ГТМ (заполняется после вывода на реж.)

132. Насос 1сп Пласт Ож Он % Нд/Рз ООж ООн14 3-50-21'Х) 2300 618-22 Й6 70 6 ! 5.-' 17 56 4 15 1Н-26 Ьос-12 доп/обор/дование г/с. термоудлинитель 16 эз-90ат по рекомендации Шлюиберже

133. Рис. А. 1. Пример типового протокола освоения скважины №1005

134. Рис. А. 2. Пример изменения динамического уровня в скважине №10051. Л в с D Е F о н I j К L

135. Мвсторождвнив/НГП Аган/НГП-б Ответственный за ГТМ по скважине

136. Скважина 207 Фамилия ДОЛЖНОСТЬ

137. Куст 28 Петров В.П. Вед. инж.4 Вид ГТМ возврат на БВ-6 15 Режим цо ГТМ

138. Насос Lcn Ппаст Ож Он % Нд/Рэ7 v.A-ЫМ-1П0Г 15П0 БВ-8 .¡40 <39.5 01 «Л Г' в Интервал перфорации 221 ¿ 5 -222« 1. Э Расчетный режим

139. Насос Lcn. Пласт Ож Он % Нд/Рз DCSK DQh Д э к. Рзаб ож11 2 МО БВ-6 5í> 10 80 1 /50/1 « 168 50

140. Режим после ГТМ (заполняется после вывода на рож.)

141. Насос Lcn. Пласт Ож Он % Нд/Рз DOK DQh14 2140 ЕВ-С переведена в исслед

142. Ih-26 Ix*-11 доп/оборудсвание:г/с термост.иэбель

143. Рис. А. 3. Пример типового протокола освоения скважины №207

144. А В Мвсторождвнив/НГП C D í Аган/НГП 6 О Н 1 J К L Ответственный за ГТМ по скважине

145. Скважина 207 Фамилия I должность

146. Куст 2Ь Петров В П 1 Вед'ииж-1. Вид ГТМ погорят на ВВ -С 1. Режим цо ГТМ

147. Насос I Lcn. I Пласт Срк Он | % Нд/Рэ1."' А 1*."/. I hf"- I ЧУ I f ;'• 1. Интервал п&рфорации 1. Расчетный режим

148. Насос I Lcn Пласт Ож Он I % Нд/Рз DQ« I DQh I Д э к I Рзаб ож1. Vi \Ч;Г2 1 1 168 1 БО

149. Режим поел« ГТМ (заполняется1. Насос1. Дат»16 01 20061.n1. Время00 01 1900 20 01 1900 0902 1900 29021900 20031900 ОвО* 1900 29 04 1131 17 01 20062.10 9-30

150. Рис. А. 4. Пример изменения динамического уровня в скважине №207ятерзх^ит'ной'шьтройклй тце/щ

151. Графи« изменения *жем»чес*о-о>да»н» • с««««л»«

152. Срециечмдрвт»««»;:* отклсиеже10 11 12 13 1« 15 1в

153. Графическое запенив уровней в паршневсм мадели1. ТСКеН10000 50001. Ыдв/ьньЛ вес ЖГ1. ЦМР1. РапаМ

154. Модель подъема тяжелой «ионости38

155. И степь очистил прммбо¿ной зоны плсаста• Но>«**альный режк-1 фильтрации Количество шагов1. Начальное мгрмианм1. Ойквм загрязнем« ЛЗП10

156. Ыпрлвлвнив экспериментом ТаирМ1. П»»впъ И:1. Рапвб320ммшттммжмттшттттттшштшт

157. Рис. Б.1. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по коэффициенту продуктивности (номинальные условия) СКО 10%фШкиь упрляпеиип 'щЩШ «ивной нвмррЬнои «©дели

158. Графтесхое зааание уровней в поршневой модели1. ТСЬвП 1СЫЛ1. С^едивишдрати19 10 11 12 13 1« 15 1611«1И11111И1§111Ш1111111111111111И11Ш11111«1»11

159. Су-марная СКО 6,06525465346062

160. Номинальный режи-1 фильтра«« Количество шагов3201. Рапеб1. Припять изменения 3201. Сохранить1. Объем узгрюем ПЗП10.

161. У прав ленив экспериментом ТаирЫ

162. Рис. Б.2. График, иллюстрирующий результаты настройки модели при наличии жидкости глушения (асимптотический закон замещения)1. СКО 6,06%и»;

163. Сяе*ис»*»/ц>9тичео.ов эт<лзиеиие10 11 12 13 14 15 16тмтмшмшттттшмштпмпмшмшмттштммммм11 000 ■1050010000

164. Модель гучсгк-и приэабойной юны плсаста

165. Суммарная СШ 4.663649573922161. Начальное загрязнение1. Гол1. Объем загрязнения ПЗП17

166. Номинальный режим Фильтрации Количество шагов

167. Принять измене*« П:.Пуарасатдв- .-).

168. У праеле»«« экспериментом Таир1аИ1. Закрыть

169. Рис. Б.З. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по объему загрязнения части ПЗП и начальному уровню засорения ПЗП1. СКО 4,66%

170. Угол наклоне ^ 2 9^5217380523682 '2.7789478302002 РапеМ• Модель подъема тяжелой жидкости10 000 10500 11 СМ1. УдегьныйвесЖГ110001. Гамма Л97531. Гa^•4aZ2Г19867 Гамма Р11. Гамма Р2 |9786

171. Модель очистки прмэабойной зоны плсаста

172. Номиналы»« режим фи/ътрации Количество шагов 3201. Рапеб •нения 3201. Начальное загрязнение1. Объем загрязнения П 31

173. Упргепете зкспер»»*енгом 1аир1а»1

174. Ш1Ш11Ш1Ш1НШ1111Н1НИ111Ш111Ш1ШШ111 \с:тж*ш:-,1\1. Сосаиить

175. Рис. Б.4. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по вариации параметров поршневого закона замещения СКО 6,99%

176. Иии»рг}*йс унрлвлеиия итерлк гиеной настрпйкяй моапиграф»* изменен*« джвмичемого у рое ми в он ж те1. Среливг вадрвтиуеос*10 11 12 13 14 15 1в11 ООО 10)00 10000

177. Графическое задание уровней • поршневой чааели1. ТСЬвЛ11 000 ---— ■■/.10 500 1000010 000 10500 11 011. Угол наклонарр, 2 (0.764227628707886 411.37784087657328 Ролей

178. Моов/ь подъема тяжелой жидкостиер»р*а« 110 000 10500 11 Ш1. Удельны) вес ЖГ ;11000.• Модель очистки примбойной эоиы плсаста1. Га*»и2110784 Гамма22

179. Суммарная СКО 6.0500867664814

180. Номииальньы режим фильтрации Количество шаговР1. РапвВ10906 Г»<ма Р1101641. Начальное загрязнение

181. Объем загрязнения ПЭЛ •17.

182. Угравление экспериментом Таир1а*(1. Принять измене» мятмтмтмттмшмжмтшттттшттттштттм у-ттуия»-^320

183. Рис. Б.5. График, иллюстрирующий результаты настройки модели по вариации параметров поршневого закона замещения СКО 6,05%

184. Ь^церфцЬсщт^щя нтрвкмм'и модели.

185. График изменеж» домммесзюго уроеня « ннвмуровней е поршневой моаели1. ТО«111000 10500 10 00010500 1000010000 10500 11 0110000 10500 11 01

186. Угол наклона е«*г 0.764227628707886л 1.37784087657928 110001. РапеИ• Модель подъема тяжелой жидкостиер1р!вй 1Г1. Гамма Р110164 Гамм« Р2• Модель очистки призабытой зоны плсеста1. СрвАнеиездипмеси*!

187. Суммарная СКО ¡192485149204731

188. Номь*4а/ъ*«>^ режим фильтрации Кожлестео шаговзаГ"1. Рапе<61. Примять изменен . 320йышшиыпшмтммытмммтштшшшшт \сж&№*пхгЛ ^^1. Нача/ъиое загрязнение0 621. Объем загрязнения ПЗП17

189. Управление экспериментом Твири*(1.

190. Рис. Б.6. График, иллюстрирующий результаты совместной настройки модели по всем варьируемым параметрам СКО 3,92%

191. Результаты настройки дополнительных примеров.