Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка комплексной системы мониторинга внутрипромысловых трубопроводов с учетом динамики параметров технического состояния.

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплексной системы мониторинга внутрипромысловых трубопроводов с учетом динамики параметров технического состояния."

На правах рукописи

СМИРНОВ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ДИНАМИКИ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2011

1 4 Д П? 2011

4843948

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Научный руководитель:

Ведущая организация: ОАО «Гипротюменнефтегаз», г. Тюмень.

Защита состоится 22 апреля 2011 года в 14 00 на заседании диссертационного совета Д212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского 38, зал имени А.Н. Косухина.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте 72.

Автореферат разослан «21 » марта 2011 года.

доктор технических наук, профессор Земенков Юрий Дмитриевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор, заслуженный нефтяник РФ, заслуженный строитель РФ, Малюшин Николай Александрович

доктор технических наук, Соколов Сергей Михайлович

Ученый секретарь диссертационного совета

Подорожников С.Ю.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. На современном этапе развития экономическая стабильность и развитие России во многом обеспечиваются нефтяной отраслью ТЭК, поэтому одной из приоритетных задач страны является повышение ее доходности. В настоящее время доходы российского бюджета состоят более чем на треть из поступлений нефтедобывающего сектора, а его развитие подтверждается достижением задач в годовой добыче: 2008 г. - 488 млн т.; 2009 г. - 494 млн т.; 2010 г. - проектная величина в 490 млн т. В планах Минэкономразвития обозначено поддержание объемов добываемой нефти к 2015 г. на уровне 530 млн т. Стабилизация и рост объемов добычи нефти по сравнению с предыдущими годами были достигнуты благодаря росту отбора жидкости, сокращению простаивающего фонда скважин и рациональному применению методов увеличения нефтеотдачи. Однако в настоящее время отмечается сокращение объемов ввода месторождений в эксплуатацию: для Западной Сибири в 2009 году суммарные запасы этих объектов составили 50 млн т. нефти, в то время как добыча в этот же период равнялась 290 млн т.

С учетом приведенной динамики, а также увеличения доли месторождений на Ш-1У стадиях эксплуатации, приоритетными для ТЭК являются исследования, позволяющие повысить эффективность использования уже имеющегося оборудования и технологий.

Следует отметить, что для повышения эффективности эксплуатации как сети нефтесбора, так и оборудования необходимы инновационные методы контроля, оценки, прогноза и оптимизации (мониторинга) состояния внутрипромысловых трубопроводов, которые позволят учитывать динамику технических показателей труб в технологических расчетах. Таким образом, тема исследований актуальна для современного этапа развития ТЭК.

Цель исследования состоит в разработке эффективной системы мониторинга внутрипромысловых трубопроводов посредством интеграции

информационной системы контроля, методик оценки, прогноза и регулирования технических и технологических параметров нефтепромысловых сетей.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи:

- выявить недостатки существующих методов и средств контроля внутрипромысловых трубопроводов, а также степень их влияния на величины объемных расходов отдельных участков при учете изменения технических параметров труб;

- установить зависимости между величинами объемного расхода жидкости и динамикой технического состояния трубопроводов с учетом параметров и объемов ремонтных работ на заданном прогнозном периоде;

- разработать методику прогноза технических параметров отдельных участков внутрипромысловых трубопроводов, интегрируемую в единый комплекс мониторинга технических и технологических параметров сетей нефтесбора;

- создать математическую модель, позволяющую вывести искомые аналитические зависимости для отдельных участков трубопроводов на прогнозном периоде, и уточнить методики расчетов системы нефтесбора при оптимизации ее параметров с помощью полученных функций.

Методы исследования. Для решения поставленных задач использованы методы системного анализа, математической статистики, теории случайных функций, конечных элементов, экспертной оценки и статистического моделирования.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- создана методика оценки и прогноза технического состояния внутрипромысловых трубопроводов на основе разработанных алгоритмов сбора и обработки управляемых баз данных неразрушающего контроля;

- установлены аналитические зависимости потерь давления на преодоление гидродинамического сопротивления от объемного расхода и динамики параметров сети нефтесбора в результате проведенных и планируемых ремонтных работ, позволяющие усовершенствовать методики технологических расчетов внутрипромысловых трубопроводов;

- разработаны методики и алгоритмы оценки технического состояния участков трубопроводов на прогнозном периоде, оптимизации параметров и объемов ремонтно-восстановительных работ, технологических режимов эксплуатации, оценки энергозатрат в системе нефтесбора;

- создана комплексная система мониторинга сети нефтепроводов, обобщающая расчетно-информационную базу отдельных методик в единой математической модели с замкнутым циклом оборота данных, позволяющим устранить причины неадекватности расчетов в условиях динамики технических параметров трубопроводной сети.

Практическая значимость. Интегрированная система мониторинга внутрипромысловых трубопроводов позволяет научно-исследовательским и проектным институтам (НИПИ) реализовать операции контроля и оптимизации системы транспорта продукции при эксплуатации месторождения. Привлечение данных из области промышленной безопасности дает возможность повысить точность расчетов, используемых на промысле в настоящее время. Также решается ряд задач документооборота и государственного надзора. НИПИ получает корректные оценки граничных условий эффективных объемных расходов на этапе проектирования разработки месторождения. Вводятся механизмы трехстороннего (нефтегазодобывающие управления (НГДУ), НИПИ, экспертные предприятия (ЭП)) согласования прогнозных технологических показателей при рассмотрении эффективности интенсификации отбора и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Системный подход к оценке и прогнозу состояния внутрипромысловых трубопроводов позволяет

решать задачи повышения энергоэффективности при эксплуатации месторождения.

Апробация работы. Основные положения и выводы диссертации были доложены на отчетных и итоговых научно-технических конференциях всероссийского, регионального и внутривузовского уровня, в том числе на Международной конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири» (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Актуальные проблемы строительства, экологии и энергоснабжения в условиях Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.), научно-практических конференциях и семинарах кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008, 2009, 2010 гг.), научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (Тюмень, 2010 г.), научно-техническом совете ОАО «Гипротюменнефтегаз» (Тюмень, 2010 г.).

Публикации. Полученные автором результаты достаточно полно изложены в 6 научных работах, три из которых опубликованы в журналах, рекомендованных ВАК России, и 1 авторском свидетельстве.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка. Ее содержание изложено на 187 страницах, проиллюстрировано 66 рисунками и 4 таблицами. Библиографический справочник содержит 133 наименования отечественных и зарубежных изданий.

е

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ И ВЫВОДЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель и задачи исследования, определена новизна и практическая значимость работы.

В первой главе проведена оценка влияния сети труб на процессы эксплуатации и проектирования разработки месторождения, обоснована проблематика выполнения работ в этой области. Приведен анализ существующих в настоящее время разработок в области диссертационного исследования. Исследуются существующие геоинформационные системы (ГИС) OIS Pipe, Pipesim, современные работы по применению данных инструментального контроля для оценки состояния технических устройств нефтедобывающего промысла.

Показаны современные тенденции развития и использования ГИС. Основным недостатком является узкая направленность для решения определенных производственных или проектных задач. Таким образом, единой информационной среды, содержащей данные о внутрипромысловых трубопроводах, не существует.

Приводится анализ сбора и подготовки данных при оценке состояния внутрипромысловых трубопроводов при эксплуатации нефтяного месторождения. Из практики проведения экспертизы промышленной безопасности (ПБ) следует, что фактическое исполнение отдельных участков труб отличается от значений, обозначенных в паспортной и отчетной документации. Анализ архива заключений экспертизы ПБ показал, что отклонения от проектного исполнения трубопроводов встречаются в большинстве случаев (до 95%). В зависимости от величины конструктивных изменений влияние на эффективную пропускную способность будет различным.

В результате анализа данных о техническом состоянии внутрипромысловых трубопроводов (инструментального контроля и паспортно-

отчетной документации) установлено, что негативный эффект характеризуется следующими чертами: нарушения носят системный характер; полученные данные не передаются в дальнейшем в НИПИ; величина выявленного расхождения значительно влияет на корректные значения эффективных технологических режимов, выбор вариантов обустройства, проведения ремонтно-восстановительных работ (РВР).

Впервые показано, что для устранения описанного негативного эффекта целесообразно использовать данные технического контроля экспертных предприятий ПБ, которые обладают высокой точностью, учитывают конечный эффект на заданный участок трубопровода всех физико-химических и технологических факторов, строго регламентированы и периодичны. Разработаны и обоснована эффективность внедрения методов сбора и подготовки полученных данных, а также решение ряда задач ЭП, не приспособленных для эффективной передачи пакетов данных необходимого формата и объема. Для этого создана прецедентная методика проведения работ экспертным предприятием. Ее апробация показала повышение эффективности работ в 1,5-2 раза. Впервые обоснована возможность эффективного формирования управляемой базы данных (УБД) инструментального контроля экспертных предприятий промышленной безопасности (ЭП ПБ).

Предложенные в диссертации методы получения информации о состоянии внутрипромысловых трубопроводов ранее не использовались для оптимизации процессов транспорта продукции нефтяного промысла. Их применение позволяет дополнить существующие методы подготовки аналитических данных, достичь качественно новых результатов в реализации ресурсо- и энергосберегающих технологий.

Во второй главе диссертационной работы описано создание межведомственного мониторинга внутрипромысловых трубопроводов в рамках отечественной системы недропользования, который позволил организовать

сбор, подготовку и обработку данных и их преобразование до вида аналитических зависимостей, востребованных при решении задач эксплуатации нефтяного промысла.

Проведенный анализ существующих ГИС, аналогичных по ряду функциональных возможностей, позволил выявить их недостатки. Наиболее близкой по проводимым видам исследований следует признать отечественный продукт OIS Pipe. Однако рассмотренные авторами методики сбора данных предполагают принципиальное разделение этапов инструментального контроля и технического надзора. Анализ в рамках диссертации показывает, что подобный подход неэффективен.

Для реализации этапа сбора данных использованы уже существующие работы ЭП ПБ в нефтедобывающей отрасли. Необходимые для ЭП методики разработаны в первой главе. В работе отмечено, что успешное формирование УБД не может быть осуществлено без взаимодействия с недропользователем, НИПИ, в отсутствии связи с органами государственного надзора. Для решения описанной проблемы в диссертации разрабатывается и обосновывается эффективность создания межведомственного мониторинга, который сможет обеспечить решение этой задачи.

Структурная модель оборота данных в разработанной системе мониторинга представлена на рис. 1.

Участвующие стороны (рис. 1) и их взаимосвязь составляют систему недропользования в целом (и ее частных производственных направле-

Проект »фовзниз

[Анайй-

технологического ч, процесса

'роителиьвуво

5 •.,-!•;•..>. «Ии Эксплуатация ■ ■:■■■- ,

Контроль

Г» I 1

ГеЬлвсический

юмышпенный

ний, таких как ПБ). В созданном методе мониторинга впервые установлен циклический оборот данных. Передача данных от этапа ЭП ПБ к НИПИ и далее к НГДУ осуществляется в виде аналитических зависимостей, характеризующих свойства участков труб на прогнозном периоде. Создание, обновление и использование аналитических зависимостей становится новой задачей для системы в целом, а внедрение разработанных методик оптимизации параметров - ее возмущением.

Для обоснования эффекта на отечественную систему недропользования, оказываемого возмущением, использованы методы системного анализа. Разработана логическая модель (рис. 2), которая позволяет описать выполнение существующих в настоящее время задач при эксплуатации нефтедобывающих промыслов. Модель создана с применением логических, теоретико-множественных и

лингвистических методов формализованного представления систем. По принятой классификации она представляет собой смешанную иерархическую структуру; обладает тремя слоями организации, на каждом из которых является многоэшелонной системой.

Решение частной задачи осуществляется собственным для нее последовательным прохождением трех из девяти областей (по одной в каждом слое), которые можно определить как (сверху вниз) «проектирование», «испол-

Рис. 2. Логическая модель анализа эффекта возмущения системы недропользования

нение», «контроль». В каждом из этих слоев действует собственная многоэшелонная структура.

Использованные методы формализации сложных систем были изучены и применены (в том числе при изучении производственных процессов) в исследованиях Ивахненко А.Г., Месаровича М., Налимова В.В., Ньюэлла А., Цыпкина Я.З. и др.

В основу созданной в диссертации логической модели были положены исследования отечественных норм недропользования Карасева В.И., Крюкова В.А., Шафраника Ю.К., Шпильмана В.И. Предложенная формализация системы подтверждает частные выводы перечисленных авторов. Логическая модель позволяет провести качественную оценку влияния возмущения системы, что в случае анализа изменения сложных самоорганизующихся систем является достаточным результатом для обоснования его эффективности или неэффективности.

Созданная модель обладает характерными признаками самоорганизующейся системы (подкласс адаптивных и самовосстанавливающихся в зависимости от исследуемого периода времени с 1990 до 2010 гг.). По аналогии с ранее изученными свойствами этих моделей доказывается, что создание и внедрение системы интегрированного мониторинга будут оказывать негэнтропийный эффект.

Таким образом, методами системного анализа рассмотрено развитие системы отечественного недропользования, которое определяется количеством и полнотой решения частных задач в соответствии с предложенной схемой. С помощью принятых методов изучения сложноорганизо-ванных структур автором обосновывается, что разработка нового инструмента в рамках действующих норм дает возможность развития всей системы, а для отдельных участвующих структур полученный эффект превзойдет трудоемкость интеграционных процессов при внедрении.

В третьей главе диссертации разработана специализированная математическая модель, которая позволяет преобразовать собранные данные о техническом состоянии трубопроводов в ряд аналитических функций, актуальных для этапов проектирования разработки и планирования работ эксплуатации месторождения. Полученные зависимости охватывают заданный пользователем временной период прогноза, поэтому большая часть параметров является функциями от времени, приведенными к дискретному виду.

Для реализации функций системы мониторинга с помощью созданной математической модели производятся расчеты, которые можно разбить на три группы:

1. Блок гидравлического расчета выполняется в соответствии с общепринятыми моделями, в основе которых лежат формулы Бернулли, Дар-си-Вейсбаха, Лейбензона, Рейнольдса и др. То есть

Ар = / (Р,нут, <2, р, я, и), (1)

где Ар - перепад давления, Па; Овнут - внутренний диаметр трубопровода, м; (2 - объемный расход жидкости, м3/с; р - плотность жидкости, кг/м3; X -коэффициент гидравлического трения; £ - коэффициент потерь местных гидравлических сопротивлений; /г - динамическая вязкость жидкости, Пас.

Особенностями расчета является приведение входящих параметров к набору данных, собираемых специалистами при проведении экспертизы ПБ:

а) внутренний диаметр трубопровода выражается через величины, получаемые в ходе работ ультразвуковой толщинометрии (УЗТ) и визуально-измерительного контроля (ВИК). Учитывая, что данные УЗТ описывают проходное сечение трубопровода как сложную фигуру, отличную от

идеальной окружности, и то, что она будет меняться во времени, Бвнуг можно считать равным

П = О - 2 ■ 1"=1Дг(т) (2)

**внут " внеш " п >

где г - номер замера УЗТ в данном сечении; п - общее количество замеров в данном сечении; 8г(х) - значение замера в точке УЗТ одного сечения при инструментальном контроле в временной период, мм; г - временной период инструментального контроля, год;

б) коэффициент гидравлического трения А приводится к виду функции от времениДг). Для этого он определяется по формуле Альтшуля:

А = ОД1(Д + °'6%е)0-25. (3)

А - относительная шероховатость, определяется как х К

Д= (4)

ивнут

где ^-коэффициент шероховатости на г-й год исследования, м:

кТ = к0 + а- тЭКСпл, (5)

к0 - коэффициент шероховатости для новых труб;

а - ежегодный прирост коэффициента шероховатости, мм/год.

В условиях проведения полевых работ при инструментальном контроле ПБ X может быть найдена экспериментальным путем.

в) учитывая неоднородность перекачиваемой среды, ее плотность рсм и динамическую вязкость ЦсМ эти параметры приводятся к функциям, зависящим от плотности и динамической вязкости отдельных фаз, а также от их доли в потоке. В случае двухфазного течения это, соответственно,

Рсм =/(Ре, Рв, Цп, Цв, В) (6)

И Цсм =/(рн, Рв, Цн, Цв, В), (7)

где рн, рв - плотность, соответственно, нефти и воды, кг/м3; цн, цв — динамическая вязкость, соответственно, нефти и воды, Па-с; В - обводненность продукции, д.ед.

2. Блок расчета отбраковочной величины толщины стенки трубопровода. Задачей этого раздела вычислений является оценка соответствия участка трубы требованиям ПБ. Методика расчета широко используется на предприятиях, деятельность которых связана с эксплуатацией стальных трубопроводов, и утверждена рядом регламентирующих документов государственного и внутреннего контроля. Сопоставление текущей или прогнозной величины с Somg производится для всех точек, которыми описывается модель участка. Значение Som6 определяется функцией от параметров исполнения трубопровода в данном сечении, рабочего давления и коэффициента перегрузки:

$ от б = 1(Рвнеш> Рраб' п> %и). (8)

где domg - отбраковочная величина элемента, м; п - коэффициент перегрузки; под RM обозначены свойства металла.

Особенностью расчета, входящего в созданную математическую модель, является использование не констант, а дискретного ряда значений, которым описывается вариативность Dmeui и Рраб. Таким образом модель позволяет оперировать результатами прогноза технического состояния, производить изменения технологического режима во времени, свойств перекачиваемой среды и т.д. Аналогичным образом в модели могут быть заданы свойства металла.

Определение domg необходимо для сопоставления текущих и прогнозных значений 8, что является неотъемлемой частью прогноза состояния объекта. Для реализации прогноза значения толщин стенок трубопровода в исследуемых точках S¡.¡2 (с декомпозицией по сечениям) в диссертации разработан метод экстраполяционного прогноза, осуществляется проверка достоверности, дальнейшая интеграция решения участка.

3. Блок расчета объема строительно-монтажных (СМР) и ремонтно-восстановительных работ (РВР). Разработанный в исследовании расчет по выявленным отбракованным элементам определяет объем необходимого

переоборудования (в том числе восстановления, ремонта, замены или укладки нового участка трубопровода). Этот раздел является неотъемлемой частью созданной методики, поскольку позволяет перевести обозначенные объемы работ в одинаковые единицы измерения, которые могут быть использованы для сопоставления различных вариантов РВР. Этими единицами выступают металлоемкость и километраж при СМР или РВР в единицу времени (год). В целях проведения сравнения они могут быть пересчитаны в денежном эквиваленте в соответствии с практикой снабжения конкретного недропользователя.

^"зам X 1сеч > (9)

где Ьзам - сумма километража элементов, подлежащих замене в данном

рам

временном интервале (м); 'сеч - длина элементов, подлежащих замене (м). При этом 1сеч - протяженность элемента, определяемая одним сечением.

Шзам 1*зам ' ^элем ' ^пл> (10)

где тзам - тоннаж труб, необходимых для проведения работ, т; SMeM - площадь сечения выбранного элемента при замене, м2:

_ п (Р11еш-(Ре„еш-2-5)2) лэлем ~ ^ > U U

кт - пересчетный коэффициент, выражающий среднюю металлоемкость элемента трубопровода по существующей спецификации, равный 0,0154 (тн/м-м2).

Для перевода единиц металлоемкости и километража при СМР или РВР в денежный эквивалент реализуются дополнительные экономико-плановые расчеты. С этой целью вводится параметр с( = Ylj=i(J^eHeiu> ^замены' а> &)> гДе с ~ значение необходимых затрат на реализацию прогнозируемого варианта работ НГДУ, j - номер отдельного отрезка на исследуемом участке трубы, N - общее количество отрезков, по которым задана вариативность Dmau и 5замены, DSHem — внешний диаметр

элемента при проведении РВР (мм), 5замты - толщина стенки элемента при проведении РВР (мм), а и Ъ - планово-экономические параметры оценки стоимости РВР и СМР (тыс.руб./тн и тыс.руб./км соответственно).

Созданная математическая модель выполняется в нелинейно структурированных блоках расчетов (рис. 3), которые в виде схемы изложены в диссертационной работе. Разработанный комплекс расчетно-аналитических методов реализован в специализированном комплексе программного обеспе-

чения (ПО).

Результатом применения созданной математической модели являются аналитические зависимости, которые имеют вид Ар=/ т, с) для каждого исследуемого участка трубопровода. Таким образом, впервые созданы функции, которые интегрируют в себе прогноз технического состояния, зависимость потерь давления на преодоление гидродинамического

Рис. 3. Структурное представление созданной математической модели

сопротивления от него и технологического режима, а также учет и планирование РВР на заданный период. Зависимость имеет вид «пучка» плоскостей, каждая из которых характеризует эти параметры для различных вариантов технического исполнения или параметров РВР отбракованного участка (рис. 4).

Полученные аналитические зависимости далее используются в комплексной математической модели внутрипромысловых трубопроводов месторождения, которая реализуется по принципу метода конечных эле-

а) Для существующего участка трубопровода:

(ТО) 0 S .»II» ШИМ III Mil . , _„ (Т1) 3 (Т2) 5 t, год

Г"' Ввод трубы в эксплуатацию ""Г™ Освидетельствование ""i "" Экспертиза ПБ

Эксперимент: * Оценка достоверности ................§............................. ¥ Оценка достоверности

б) Для модели участка трубопровода

(ТО) 0 (Т1) 3 (Т2) 5 t, год

ввод входящих данных Прогноз Прогноз

Рис. 5. Этапы проведения экспериментов по оценке

достоверности модели

ДР, МПа

Рис. 4. Вид полученных зависимостей Др=/(0, т, с) для каждого участка трубопровода

ментов. Они выступают свойствами конечных элементов - участков трубопроводов. В узлах задаются параметры технологического режима (<3, Р). Формируется система уравнений, решение которой позволяет выявить оптимальные значения технических и технологических параметров системы.

Оценка степени достоверности созданной информационно-расчетной базы определена методами корреляционно-регрессивного анализа. Был проведен ряд экспериментов, воспроизводящих применение разработанных методик для сравнения с данными инструментального контроля. Их проведение можно формализовать в виде схемы (рис. 5).

Отобранные участки трубопроводов дважды замерялись УЗТ на стадиях освидетельствования и экспертизы ПБ (т. Т1 и Т2). Периоды времени между ТО, Т1, Т2 составляют 2-3 года, поэтому оценка достоверности производилась (с помощью расчета критерия Фишера) в несколько шагов: 1) на отрезке Т0-Т1; 2) на отрезке Т0-Т2; 3) с итерационным приближением модели по полученным данным инструментального контроля в точке Т1 на отрезке Т0-Т2. В результате проведенного анализа обосновано, что созданные математическая модель и методики ее использования с доверительной вероятностью 95% описывают изучаемые процессы.

Таким образом, в третьей главе диссертационной работы создана математическая модель, которая позволяет получить искомую аналитическую функцию Ар=/ (О, т, с) для каждого исследуемого участка трубопровода. При этом полностью реализуются функции по сбору и подготовке технической информации ЭП ПБ. Зависимости позволяют осуществить задачи технической и технологической оптимизации. Достоверность математической модели обоснована методами корреляционно-регрессивного анализа.

В четвертой главе разработана расчетно-информационная база системы интегрированного мониторинга внутрипромысловых трубопроводов нефтяного месторождения.

Задача оптимизации гидравлических систем выходит за рамки задач диссертационной работы. Среди отечественных исследователей она полноценно освещена в работах Стрекалова A.B. Также существует и профильное ПО для решения этой задачи при имеющихся базах данных.

В рамках адаптации созданной системы мониторинга к выполнению производственных задач разработаны следующие методики:

I. Оптимизация толщины стенки участка трубопровода при РВР. При создании аналитических зависимостей каждого участка трубопроводов техническая вариативность задается параметром <5замены. Оценивается совокупность затрат на РВР исследуемого участка:

cj (¿¡замены) = Xi=l (mi (¿¡замены) ' а + ^¡(.^замены) ' Ь),

(12)

где Cj - суммированные затраты на РВР j-го участка линии при значении

3замены^ Руб., & замены

толщина стенки труб при замене участка, мм; т, -металлоемкость необходимых закупок оборудования в i год прогноза, т; Z, - длина участков замены линии в i год прогноза, м; а и Ъ - коэффициенты (или функции), определенные нормами планово-экономических расчетов НГДУ. Параметр 0замены принимает вид ряда дискретных значений в соответствии со спецификацией труб, из которого выбирается вариант с минимальными затратами (с,—>/и/и, рис. 6).

При апробации на Варьеганском месторождении (при исследованиях внутрипромысловых трубопроводов ЦДНГ-2, ЦЦНГ-6, ЦДНГ-9) плани-

300-

250

200

150

100

50 /

0

С, (¿замены), ТЫС. руб. р JJ

щ

j

LFLF

8 10 12 14 6

Рис. 6. Пример зависимости параметра затрат Ь (¿замены) дискретного вида для участка труб

зам.,

мм

руемая экономия на прогнозный период (15 лет) составила 2000 тыс.руб./км (осредненный параметр). При протяженности линий нефтепромысловых трубопроводов около 300 км это значение будет 600 млн руб.

II. Применение детерминированного мониторинга внутрипромы-словых трубопроводов впервые дало возможность произвести техническую оптимизацию процесса переоборудования сетей труб при переводе скважин из нагнетательного в добывающий фонд. Это достигается обратным решением задачи в пункте I: необходимо подобрать такое исполнение участка труб, чтобы их износ на период переоборудования был максимален. Учитывая это, получим уравнение

= £i=i(m£(53aMeHJ ■ а + ^(«замены) ■ Ь) - £¡=1 ATi(Ag; кдисконт) (13) где параметр Ag определяет разницу в стоимости эксплуатации линии, руб; уложенной несколько ранее технологической необходимости Дт,-, год; а также потери от более раннего привлечения капитальных средств, выраженных через коэффициент дисконтирования (кдисконт).

Также вводится вариативность прогноза объемного расхода (через временное согласование повышения Рраб или снижения Q„poci!m в рамках созданной интеграции деятельности ЭП и НИПИ). Тогда выполнение задачи сведется к уравнению с¡(53<шены; <?ярогноз) -» min.

Исследования на примере Варьеганского месторождения показали экономию в 5-10 млн руб. для одной операции.

III. С вводом постоянно действующего мониторинга внутрипромы-словых трубопроводов появилась возможность оценивать изменение границ их эффективных технологических режимов во времени. Учитывая специфику эксплуатации насосного оборудования, целесообразным становится корректировать режимы его работы (и в т.ч. выбор модели).

Оценка эффективности энергосбережения в диссертационной работе проведена путем анализа необходимых затрат на электроэнергию. В созданной математической модели для существующих участков трубопроводов были получены два вида аналитических зависимостей: без учета изменения технического состояния (индекс ¿=сои5?) и с учетом этой динамики (индекс дфсопя?). Сравнительная функция будет

1?=1 |Др?р=С0П^ - Др£С0П = ^=1/(Л)(/(«5=С01И1) - /(^со„*)), (14)

где у и N - номер и общее количество обследованных участков. Потери электроэнергии будут равны сумме дополнительных сопротивлений, выраженных через напор столба жидкости £/=1 |Д/1®рС0П5С — Д^рсопхС |, умноженной на затраты электроэнергии ЭЦН. При проведении исследований на Варьеганском месторождении результат оценки показал потерю электроэнергии на 45 млн.руб. в денежном эквиваленте на прогнозный период.

IV. В диссертации разработаны методики технологической оптимизации параметров добычи нефти с учетом влияния текущего и прогнозного состояния системы внутрипромысловых трубопроводов. Задача технологической и комплексной оптимизации в диссертационной работе формализована методом конечных элементов.

Рис. 7. Пример организации внутрипромысловой сети сбора продукции

Каждый элемент комплексной модели (рис. 7) представляет собой исследованный участок внутрипромысловых трубопроводов, для которого получены зависимости вида Ар=/((?, т, с) (рис. 4).

06

2

Узловыми значениями являются параметры удельного расхода и давления в этой точке (Р; Q). Тогда решение задачи комплексной оптимизации, описанной в диссертационной работе, сведется к решению системы уравнений

Q" -> Оп

V проект

Pmin mln'i Pmin — Рщехнол > (15)

P?im max: Рит < Рраб

где О.пр0ект ' проектная величина дебитов скважин, рациональная с точки зрения отбора жидкости из пласта, м3/с; Pmin - давление в точке сбора продукции, Па; Ртехнол - технологический минимум давления в точке приема продукции, Па; РЦт — давление в узлах подачи жидкости в сеть сбора продукции, Па; Рраб - максимальное рабочее давление линий, Па.

В случае оценки максимальной пропускной способности на стадии работ проектирования разработки месторождения система примет вид

Qn -> max

Pmin -* min> Pmin > Ртехнол. (16)

P?im ^ max; P?im < Ppa6

Включение условия

Рраб' 83ам)-*пЧп, (17)

где тзам - металлоемкость укладываемых участков линий, т (при ремонте или монтаже), в системы уравнений (15, 16) позволит произвести комплексную оптимизацию.

В четвертой главе разработаны методики и алгоритмы, которые адаптируют созданную систему мониторинга к выполнению частных производственных задач технической и технологической оптимизации. Таким образом сформирована расчетно-информационная база, обеспечивающая ее эффективное использование и развитие на основе работ НИПИ и НГДУ.

В заключении подведены итоги диссертационного исследования, сформулированы общие выводы, предложены перспективные направления работы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Создана методика оценки и прогноза технического состояния внутрипромысловых трубопроводов, учитывающая изменение параметров трубопроводов посредством экстраполяции динамики данных неразру-шающего контроля с учетом граничных условий эксплуатации труб.

2. Усовершенствованы существующие методики расчета технологических режимов эксплуатации и параметров ремонтных работ внутри-промысловых трубопроводов: с помощью созданной математической модели учтено изменение технического состояния трубопроводов во времени и пространстве посредством установления аналитической зависимости Ар =/(С2, г, /, Бвнеш, 8, к, В, с) каждого участка труб.

3. Разработаны методики и алгоритмы оценки технического состояния участков труб на прогнозном периоде, оптимизации параметров и объемов ремонтно-восстановительных работ, технологических режимов эксплуатации, оценки энергозатрат системы трубопроводов.

4. Создана комплексная система мониторинга сети промысловых нефтепроводов, обобщающая расчетно-информационную базу отдельных методик в единый замкнутый цикл оборота данных. При этом корректность расчета при прогнозе потерь напора на трение в наиболее распространенном случае (до 95 % замеров объекта) повышена в среднем в 4 раза, а в отдельных случаях в 20-25 раз (2-3 % участков трубопроводов).

5. Полученные результаты оценки границ эффективных объемных расходов жидкоста адаптированы для использования при обосновании рациональности увеличения отборов на Варьеганском месторождении, что позволило планировать дополнительную добычу до 40 — 55 тыс. т нефти в год (при обводненности продукции более 90%). С учетом специфики данного промысла, комплекс разработанных методик технической оптимизации дает возможность сэкономить до 600 млн. руб. и повысить экономию электроэнергии на 45 млн руб. за прогнозный период.

СПИСОК РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В журналах, рекомендованных ВАК:

1. Мониторинг надежности производственных и технологических процессов сбора и подготовки продукции нефтяных промыслов / А. Н. Смирнов и [др.] // Известия вузов. Нефть и газ. - 2010. - № 3. - С. 74-77.

2. Смирнов А. Н. Мониторинг сети нефтесбора при проектировании разработки месторождения / А. Н. Смирнов, Ю. Д. Земенков, А. Н. Шипо-валов //Известия вузов. Нефть и газ. -2010. -№ 1. - С. 41-48.

3. Смирнов А. Н. Оценка системы сбора продукции при проектировании разработки нефтяных месторождений / А. Н. Смирнов // Вестник ЦКР Роснедра. - 2009. - № 5. - С. 54-57.

В других издательствах:

4. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2010611236 Российская Федерация. Комплекс мониторинга состояния трубопроводов «PromEx. Tubing» / Смирнов А. Н.; заявитель и правообладатель ГОУ ВПО ТюмГНГУ. - №2009617122; заявл. 15.12.2009; зарегестр. 11.02.2010; опубл. 20.06.2010, Бюл. Пр. ЭВМ БД ТИМС № 2 (71 часть II). - С. 294.

5. Смирнов А. Н. Метод расчета оптимальной толщины труб промысловых коллекторов с использованием данных экспертизы промышленной безопасности / А. Н. Смирнов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. научн. тр. - Тюмень, 2009. - С. 123-127.

6. Смирнов А. Н. Прецедентная система проведения экспертизы в нефтегазодобывающей отрасли / А. Н. Смирнов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. научн. тр. - Вып. 3. - Тюмень, 2008. - С. 302-307.

7. Смирнов А. Н. Рационализация баз данных / А. Н. Смирнов, Н. Д. Александров // Технадзор. - 2010. - № 4. - С. 26.

Подписано в печать 17.03.2011. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,0.

Тираж 100 экз. Заказ № 58.

Типография библиотечно-издательского комплекса ТюмГНГУ 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

i

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Смирнов, Александр Николаевич

Введение

1. Глава I. Подготовка производственной основы сбора данных для восстановления образа объекта мониторинга

1.1. Обзор современного этапа развития области и объекта исследований.

1.2. Анализ современных методов сбора данных о внутрипромысловых трубопроводах

1.3. Определение носителей и причин неопределенности в данных, возможных решений проблемы

1.4. Разработка методов подготовки корректных и обновляемых данных в современных условиях эксплуатации месторождений Западной Сибири

1.5. Выводы по первой главе

2. Глава II. Создание межведомственного инструмента мониторинга в рамках современной отечественной системы недропользования

2.1. Обзор и системный анализ отечественных норм выполнения операций при разработке и эксплуатации месторождений

2.2. Исследование отечественной системы недропользования методами структурного представления

2.3. Разработка системы интегрированного мониторинга сетей сбора продукции в рамках действующих норм недропользования

2.4. Анализ возможности и эффективности внедрения межведомственного инструмента мониторинга в современной практике недропользования

2.5. Выводы по второй главе

3. Глава III. Разработка математической модели мониторинга и прогноза состояния объектов системы сбора продукции

3.1. Разработка принципов математической модели интегрированной системы мониторинга внутрипромысловых трубопроводов

3.2. Создание математической модели расчета и прогноза состояния участков сети труб

3.3. Разработка информационного ресурса для использования математической модели в текущих реальных условиях эксплуатации нефтяных месторождений 123'

3.4. Выводы по третьей главе

4. Глава IV. Разработка расчетно-информационной базы системы интегрированного мониторинга состояния технических объектов промысла на этапах проектирования разработки нефтяных месторояедений и эксплуатации нефтедобывающих промыслов

4.1. Разработка прикладных методик решения задач эксплуатации промысла

4.1.1. Повышение эффективности-энергосберегающих инструментов контроля разработки месторождения

4.1.2. Оптимизация толщины стенок трубопроводов сети сбора продукции с учетом« истории эксплуатации • '

4.1.3. Экономия средств на переоборудование трубопроводов при операциях перевода скважин из добывающего в нагнетательный фонд

4.2. Разработка прикладных методик решения задач проектирования обустройства промысла с применением данных участков-аналогов

4.2.1. Подготовка информационной базы по участкам-аналогам для использования' в математической модели методом математического ожидания

4.2.2. Формализация задачи подготовки данных для математической модели по участкам-аналогам методом конечных элементов

4.3. Разработка прикладных инструментов решения задач комплексной оптимизации и оценки эффективности применения технологий отбора жидкости

Выводы по четвертой главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка комплексной системы мониторинга внутрипромысловых трубопроводов с учетом динамики параметров технического состояния."

Актуальность темы. На современном этапе развития экономическая стабильность и развитие России во многом обеспечиваются нефтяной отраслью ТЭК, поэтому одной из приоритетных задач страны является повышение ее доходности. В настоящее время доходы российского бюджета состоят более чем на треть из поступлений нефтедобывающего сектора, а его развитие подтверждается достижением задач в годовой добыче: 2008 г. - 488 млн т.; 2009 г. - 494 млн т.; 2010 г. - проектная величина в 490 млн т. В планах Минэкономразвития обозначено поддержание объемов добываемой нефти к 2015 г. на уровне 530 млн т. Стабилизация и рост объемов добычи нефти по сравнению с предыдущими годами были достигнуты благодаря росту отбора жидкости, сокращению простаивающего фонда скважин и рациональному применению методов увеличения нефтеотдачи. Однако в настоящее время отмечается сокращение объемов ввода месторождений * в эксплуатацию: для Западной Сибири в 2009 году суммарные запасы этих объектов составили 50 млн т. нефти, в то время как добыча в этот же период равнялась 290 млн т.

С учетом приведенной динамики, а также увеличения доли месторождений на Ш-1У стадиях эксплуатации, приоритетными для ТЭК являются исследования, позволяющие повысить эффективность использования уже имеющегося оборудования и технологий.

Следует отметить, что для повышения эффективности эксплуатации как сети нефтесбора, так и оборудования необходимы инновационные методы контроля, оценки, прогноза и оптимизации (мониторинга) состояния внутрипромысловых трубопроводов, которые позволят учитывать динамику технических показателей труб в технологических расчетах. Таким образом, тема исследований актуальна для современного этапа развития ТЭК.

Цель исследования состоит в разработке эффективной системы мониторинга внутрипромысловых трубопроводов, посредством интеграции информационной системы контроля, методик оценки, прогноза и регулирования технических и технологических параметров нефтепромысловых сетей.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи:

1. Выявить недостатки существующих методов и средств контроля внутрипромысловых трубопроводов, а также степень их влияния на величины объемных расходов отдельных участков при учете изменения технических параметров труб;

2. Установить зависимости между величинами объемного расхода жидкости и динамикой технического состояния трубопроводов с учетом параметров и объемов ремонтных работ на заданном прогнозном периоде;

3. Разработать методику прогноза технических параметров отдельных участков внутрипромысловых трубопроводов, интегрируемую в единый комплекс мониторинга технических и технологических параметров сетей нефтесбора;

4. Создать математическую модель, позволяющую вывести искомые аналитические зависимости для отдельных участков трубопроводов на прогнозном периоде, и уточнить методики расчетов системы нефтесбора при оптимизации ее параметров с помощью полученных функций.

Методы исследования. Для решения поставленных задач использованы У методы системного анализа, математической статистики, теории случайных функций, конечных элементов, экспертной оценки и статистического моделирования.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Создана методика оценки и прогноза технического состояния внутрипромысловых трубопроводов на' основе разработанных алгоритмов сбора и обработки управляемых баз данных неразрушающего контроля;

2. Установлены аналитические зависимости потерь давления на преодоление гидродинамического сопротивления от объемного расхода и

I с динамики параметров сети нефтесбора в результате проведенных и планируемых ремонтных работ, позволяющие усовершенствовать методики технологических расчетов внутрипромысловых трубопроводов;

3. Разработаны методики и алгоритмы оценки технического состояния участков трубопроводов на прогнозном периоде, оптимизации параметров и объемов ремонтно-восстановительных работ, технологических режимов эксплуатации, оценки энергозатрат в системе нефтесбора;

4. Создана комплексная система мониторинга сети нефтепроводов, обобщающая расчетно-информационную базу отдельных методик в единой математической модели с замкнутым циклом оборота данных, позволяющим устранить причины неадекватности расчетов в условиях динамики технических параметров трубопроводной сети.

Практическая значимость. Интегрированная система мониторинга внутрипромысловых трубопроводов позволяет НИПИ (его структурным подразделениям) реализовать операции контроля и оптимизации системы транспорта продукции при эксплуатации месторождения. Привлечение данных из области промышленной безопасности дает возможность повысить точность расчетов, действующих на промысле в настоящее время. Также решается ряд задач документооборота и государственного надзора. НИПИ получает корректные оценки граничных условий эффективных объемных расходов' на этапе проектирования разработки месторождения. Вводятся механизмы трехстороннего (НГДУ, НИПИ, ЭП) согласования прогнозных технологических показателей при рассмотрении эффективности интенсификации отбора и гидродинамических МУН. Системный подход к оценке и прогнозу состояния внутрипромысловых трубопроводов позволяет решать задачи повышения энергоэффективности при эксплуатации месторождения.

Апробация работы. Основные положения и выводы диссертации были доложены на отчетных и итоговых научно-технических конференциях всероссийского, регионального и внутривузовского уровня, в том числе на

Международной конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири» (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Актуальные проблемы строительства, экологии и энергоснабжения в условиях Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.), научно-практических конференциях и семинарах кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008, 2009, 2010 гг.), научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (Тюмень, 2010 г.), научно-техническом совете ОАО «Гипротюменнефтегаз» (Тюмень, 2010 г.).

Публикации. Полученные автором результаты достаточно полно изложены в 6 научных работах, три из которых опубликованы в журналах, рекомендованных ВАК, и 1 авторском свидетельстве.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка. Ее содержание изложено на 187 страницах, проиллюстрировано 66 рисунками и 4 таблицами. Библиографический справочник содержит 133 наименования отечественных и зарубежных изданий.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Смирнов, Александр Николаевич

Основные результаты и выводы

1) Создана методика оценки и прогноза технического состояния внутрипромысловых трубопроводов, учитывающая изменение параметров трубопроводов посредством экстраполяции динамики данных неразрушающего контроля с учетом граничных условий эксплуатации труб;

2) Усовершенствованы существующие методики расчета технологических режимов эксплуатации и параметров ремонтных работ внутрипромысловых трубопроводов. С помощью созданной математической модели было учтено изменение технического состояния трубопроводов во времени и пространстве посредством установления аналитической зависимости Ар =/(О, г, /, Овнеш, 5, С,, X, В, с) каждого участка труб;

3) Разработаны методики и алгоритмы оценки технического состояния участков труб на прогнозном периоде, оптимизации параметров и объемов ремонтно-восстановительных работ, технологических режимов эксплуатации, оценки энергозатрат системы трубопроводов;

4) Создана комплексная система мониторинга сети нефтепроводов, обобщающая расчетно-информационную базу отдельных методик в единый замкнутый цикл оборота данных. При этом корректность расчета при прогнозе потерь напора на трение в наиболее распространенном случае (до 95 % замеров объекта) повышена в среднем в 4 раза, а в отдельных случаях в 20-25 раз (2-3 % участков трубопроводов);

5) Полученные результаты оценки границ эффективных объемных расходов жидкости адаптированы для использования при обосновании рациональности увеличения отборов на Варьеганском месторождении, что позволило планировать дополнительную добычу до 40 - 55 тыс. т нефти в год (при обводненности продукции более 90%). С учетом специфики данного промысла, комплекс разработанных методик технической оптимизации дает возможность сэкономить до 600 млн руб. и повысить экономию электроэнергии на 45 млн руб. за прогнозный период.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Смирнов, Александр Николаевич, Тюмень

1. Абдрисаев Б.Д., Джусупова З.Ш. О методологических аспектах построения государственных информационных систем. // Вестник Российской академии естественных наук. 2008. - №1. - С. 17-20.

2. Автоматизированные системы управления технологическими системами. Надежность. Основные положения. М.: Изд-во стандартов, 1976.

3. Адиев я. Р., Валиуллин Р. а., Коровин В. М. и др. Системный контроль технического состояния скважин // Каротажник. 2003. - №111-112 - С. 169176.

4. Анализ технических и технологических причин недостоверности результатов гидродинамических исследований скважин. // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. научн. тр. Тюмень: Типография "Печатник", 2009. - С. 39-45.

5. Андриасов P.C., Мищенко И.Т., Петров А.И. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общей ред. Гиматудинова Ш.К. 2-е изд. - М.: ООО ТИД "Альянс" -2005. - 455 с.

6. Антикайн П.А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов. -2-е изд., перераб. М.: Энергия^ 1980. - 424 с.

7. Бабушкин А. Г. Геоинформационные ресурсы и методы управления системой экологического мониторинга в нефтедобывающих регионах Западной Сибири // Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук Ин-т криосферы Земли СО РАН Тюмень - 2004.

8. Базив В. Ф. Новые требования к проектированию разработки месторождений в связи с широким применением методов увеличения нефтеотдачи // Труды Международного технологического симпозиума "Повышение нефтеотдачи пластов", М., 2002. С. 67-72.

9. Батурин Ю.Е. О проблеме устойчивости разработки нефтяного месторождения // Проблемы нефти и газа Тюмени, 1973. №17 - С. 40-43.

10. Бахмат Г.В., Богатенков Ю.В., Васильев Г.Г. и др. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продукте проводов. М.: "Инфра-Инжененрия", 2006.

11. Бояршин Е., Чоловский В., Рэкли С. Постоянно действующие геолого-технологические модели основа эффективного проектирования и управления процессами разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство, 2004. - №9 - С. 30-32.

12. Волкова В.Н., Денисов A.A. Основы теории систем и системного анализа. СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2003. - 520 с.

13. Волкова В.Н., Козлова В.Н. Системный анализ и принятие решений: Словарь-справочник. М.: Высш. шк., 2004. - 616 с.

14. Гейер В.Г., Дулин B.C., Заря А.Н. Гидравлика и гидропривод. М.: Недра, 1991.-331 с.

15. Гмурман В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистике. М.: Высш. шк, 2003. - 405 с.

16. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. М.: Высш. шк., 2003. - 479 с.

17. Гоник A.A., Калимуллин A.A., Сафонов E.H. Защита нефтяных резервуаров от коррозии. Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1996. - 264 с.

18. Гоник A.A., Корнилов ГГ. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях Западной Сибири // Зашита металлов. 1999. - Т. 35. № 1. - С. 83-87.

19. Горицкий В.М. Диагностика металлов. М. Металлургиздат, 2004. - 408с.

20. Гуревич Д.Ф., Заринский О.Н., Кузбмин Ю.К. Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов. JL: Недра, 1988. - 463 с.

21. Дерцакян А.К., Шпотаковский М.Н., Волков В.Г. и др. Спарвочник по проектированию магистральных трубопроводов. JL: Недра, 1977. - 519 с.

22. Дидковский О.В. Еленицкий Э.Я. Коррозионная безопасность крупногабаритных листовых конструкций. // Нефть, Газ и Бизнес. 2006. - №7. - С. 62-64.

23. Дунаев В. Ф., Кочнев Е. А. Экономические проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом 2005. - №4 - с. 9-11.

24. Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Надежность автоматизированных систем управления. М.: Изд-во стандартов, 1986.

25. Ершов М. С. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №2 - С. 17-19.

26. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. -333 с.

27. Зайцев Г.С. Научно-методические основы системного контроля за рациональным использованием ресурсной базы нефтяных месторождений (напримере Ханты-Мансийского Автономного Округа). Автореф. дис. док. тех. наук - М., 2004.

28. Закиров С. Н., Северо, я: А. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон // Докл.Акад.наук/РАН. 2005. - Т.402, №6. - С. 791-794.

29. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новое видение проблем 3D компьютерного моделирования // Труды международного технологического симпозиума "Новые технологии разработки и повышения нефтеоотдачи". 2007. - С. 79-85.

30. Зарубин B.C., Станкевич И.В. Расчет теплонапряженных конструкций. -М.: Машиностроение, 2005. 352 с.

31. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах. М.: ГУЛ Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 216 с.

32. Земенков Ю.Д., Богатенков Ю.В., Прохоров А.Д. Мониторинг гидродинамических и технических характеристик трубопроводных систем. -Тюмень: Изд-во "Вектор Бук", 2008.

33. Земенков Ю.Д., Долгов Д.О., Шиповалов А.Н. Вопросы обеспечения надежности систем внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья. // Материалы регион, научно-практ. конф. "Проблемы эксплуатации систем транспорта", Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.

34. Земенков Ю.Д., Земенкова М.Ю., Маркова Л.М. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа Под общей ред. Ю.Д. Земенкова - Тюмень: Изд-во "Нефтегазовый университет", 2006. - 81 с.

35. Земенков Ю.Д., Земенкова М.Ю., Хойрыш Г.А. Управление показателями надежности трубопроводных систем. // Проблемы геологии и освоения недр: Труды восьмого симпозиума им. академика М.А. Усова. г. Томск, 2004. - С. 642-643.

36. Земенков Ю.Д., Земенкова М.Ю., Шиповалов А.Н. Системный анализ в процессах контроля и управления нефтегазовых объектов. // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2007. - №5. - С. 116-119.

37. Земенков Ю.Д., Хойрыш Г.А., Гульков А.Н. Нефтегазовая промышленность и топливно-энергетический комплекс. Тюмень: ТГНГУ, Изд-во "Нефтегазовый университет", 2004.

38. Земенков Ю.Д., Шиповалов А.Н., Курушина Е.В. и др. Организация эффективного аккумулирования энергоресурсов в системах трубопроводного транспорта. СПб.: Недра, 2006.

39. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М.: "Машиностроение", 1975. - 559 с.

40. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружении. СНиП 11-01-95.-М., 2001.

41. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. РД 34.10.130-96.-М.: 1996.

42. Инструкция по продлению срока службы сосудов, работающих под давлением. СО 153-34.17.439-2003. М.: ОАО "ВТИ", - 2005.

43. Исаченко В.М., Янин К.Е., Пленкина В.В. Экономическая оценка разработки нефтяных месторождений. Тюмень: ТГНГУ, 2006.

44. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем: Пер. с англ. М.: Мир, 1980. - 604 с.

45. Карасев В.И., Кирсанов А.Н., Мясникова Г.П. и др. Основы рационального недропользования Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. - 115 с.

46. Котелевский Ю.М., Мамонтов Г.В., Нисман Л.Н. и др. Современные конструкции трубопроводной арматуры для нефти и газа. М.: Недра, 1976. -496 с.

47. Криминский И.Н. Исследование коррозионной стойкости нефтепроводов Самотлорского Месторождения. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2008. - № 5 - С. 76-81.

48. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 416 с.

49. Кузнецов М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. и др. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М.: Недра. -1981.-230 с.

50. Легезин Н.Е., Глазков Н.Л., Кессельман Г. С. и др. Защита от коррозии промысловых сооружений в газовой и нефтедобывающей промышленности. М.:-Недра, 1973.- 168 с.

51. Леухина О.И. Основные направления комплексного использования гидрогеологической информации в процессе разработки углеводородных месторождений // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России. Сыктывкар, 2004. - Т.4. - С. 141

52. Лисовский Н.Н. Современные проблемы разработки нефтяных месторождений. // Труды VI международного технологического симпозиума "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтегазоотдачи" 2007.

53. Лунев А. H. Инвестиционное проектирование нефтегазодобычи на труднодоступных месторождениях .Дисс. на соиск. уч. ст. канд. экон. наук. -М., 2004.

54. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ М:. Недра, 2003.

55. Лысенко В.Д. Метод поиска рационального варианта // Труды международного технологического симпозиума "Новые технологии разработки и повышения нефтеоотдачи" 2007. - С. 134-146.

56. Макаренко O.A. Утонение стенки РВС с учетом влияния конструктивных и технологических факторов. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2009. - № 6 - С. 97-101.

57. Малин A.C., Мухин В.И. Исследование систем управления. М.: Изд. дом ГУ ВШЭ, 2005. - 399 с.

58. Мариненков Д. В. Трехмерное проектирование: идеал и реальность // Нефтяное хозяйство 2004. - № 10 - С. 104-107.

59. Махутов H.A., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Новосибирск: Наука, 2005. - 516 с.

60. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. ВРД 39-1.10-026-2001. М.: 2001.

61. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. 2007.

62. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газовых месторождений. РД 153-39.0-110-01. М., 2001.

63. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01 М., 2001.

64. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости. ГОСТ 9.908-85 М., 1985.

65. Минеев Б.П., Сидоров H.A. Практическое руководство по испытанию скважин. М.: Недра, 1981. - 280 с.

66. Миняйло И.В. Определение скорости коррозии металла труб на газопроводе Уренгой-Челябинск. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2009. - № 6 - С. 52-57.

67. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Хасаев A.M. и др. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986. - 382 с.

68. Мирзаджанзаде А.Х., Филипов В.П., Аметов И.М. Системные методы в нефтедобыче. М.: Изд-во "Техника", 2002. - 144 с.

69. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа М.: Изд-во "НЕФТЬ и ГАЗ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. - 296 с.

70. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978.-448 с.

71. Мурадов A.B. Основы прогнозирования противокоррозионного действия и долговечности лакокрасочных и полимерных покрытий промысловых трубопроводов. Рязань: Рязанский ЦНТИ, 1994. - 64 с.

72. Муратов K.P., Новиков В.Ф., Бахарев М.С. и др. Средства коррозионного мониторинга. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.-2008.-№ 3-С. 61-63.

73. Мурзаханов Г.Х. Диагностика технического состояния и оценка остаточного ресурса магистральных трубопроводов. М.: Национальный институт нефти и газа, 2005. - 72 с.

74. Норри Д., де Фриз Ж. Введение в метод конечных элементов: Пер. с англ. М.: Мир, 1981.-304 с.

75. Пальянов, П. А. Разработка информационных технологий для проектирования обустройства нефтяных и газовых месторождений. Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук Тюм. гос. нефтегаз. ун-т - Тюмень, 2002.

76. Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используются паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды. РД 10-520-02. М., 2002.

77. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.-М., 2003.

78. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94. М., 1994.

79. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. ТБ 03246-98. / Ростехнадзор. М., 1998.

80. Проектирование промысловых стальных трубопроводов. Мингазпром, Миннефтепром. -М.: 1986.

81. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 15339.0-047-00. М., 2000.

82. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. М., 1996.

83. Регулирование отношений недропользования на территории Российской Федерации (Недра и право). М.: Институт законодательства и сравнительного правоведения при Правительстве Российской Федерации, 2002. - 348 с.

84. Сатьянов В.Г., Пилипенко П.Б., Францозов В.А. и др. Экспертиза промышленной безопасности производственных зданий и сооружений. М.: "Висма", 2003.-428 с.

85. Сидоров В.А., Гусева Т. В. Геодинамический риск при разработке месторождений нефти и газа // Недра России пути удвоения ВВП. - СПб., 2005.-С. 116-118.

86. Смарт Д.С. Коррозия трубопроводов в местах сварки // Нефть и газ. -1996.-№ 6-С. 31-34.

87. Смирнов А. Н. Оценка системы сбора продукции при проектировании разработки нефтяных месторождений / А. Н. Смирнов // Вестник ЦКР Роснедра. 2009. - № 5. - С. 54-57.

88. Смирнов А. Н. Прецедентная система проведения экспертизы в нефтегазодобывающей отрасли / А. Н. Смирнов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. научн. тр. Вып. 3. - Тюмень, 2008. - С. 302-307.

89. Смирнов А. Н. Рационализация баз данных / А. Н. Смирнов, Н. Д. Александров // Технадзор. 2010. - № 4. - С. 26.

90. Смирнов А. Н. Мониторинг сети нефтесбора при проектировании разработки месторождения / А. Н. Смирнов, Ю. Д. Земенков, А. Н. Шиповалов // Известия вузов. Нефть и газ. -2010. -№ 1. С. 41-48.

91. Снарский А.Н. Еще о форсированном отборе жидкости из сильно обводненных пластов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1965. - № 11.

92. Соколов C.B. Практика проектирования, анализа и моделирования разработки нефтяных месторождений. СПб.: Наука, 2008. - 200 с.

93. Соколов С.М., Горбатиков В.А., Тамаров М.Ю. и др. О комплексном проектировании разработки и обустройства нефтяных месторождений. // Вестник ЦКР Роснедра. 2009. - № 4. - С. 38-41.

94. Стрекалов A.B. Вопросы управления и оптимизации гидросистем поддержания пластового давления. // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. научн. тр. Тюмень: Издательско-полиграфический центр "Экспресс", 2005. - С. 88 -101.

95. Стрекалов A.B. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень: ОАО "Тюменский дом печати", 2007. - 664 с.

96. Стрекалов A.B. Системный анализ и моделирование гидросистем поддержания пластового давления. Тюмень: "Слово", 2002.

97. Тимашев Э.М., Козлов Ю.А., Малышев H.A. Об эффективности форсированного отбора в различных геолого-промысловых условиях разработки нефтяных месторождений // Труды Башнипинефть 1978. - Вып. 51.

98. Трубы стальные электросварные холоднодеформированные. Технические условия. ГОСТ 10707-80. М.: ИПК Издательство стандартов, 1980.

99. Туренко С.К., Аксарин М.Ю., Морозов М.В. и др. Информационная система хранения, обработки и анализа инженерно-геологической информации // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2008. - № 5 - С. 12-19.

100. Туренко С.К., Пятина Д.Е., Прозорова Г.В. Разработка информационной системы горно-экологического мониторинга нефтегазовых месторождений. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2008. -№2-С. 11-18.

101. Халимов Э.М., Саттаров М.М., Сабиров И.Х. и др. Об эффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов // Труды УфНИИ Уфа - 1969. - Вып. 27.

102. Хромченко Ф.А. Ресурс сварных соединений паропроводов. М.: Машиностроение, 2002. - 352 с.

103. Шагиев Р. Г., Шагиев Р. Р. Использование данных исследований скважин при применении технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи // Труды Международного технологического симпозиума "Повышение нефтеотдачи пластов", М., 2002. С. 106-113.

104. Шафраник Ю.К., Крюков В.А. Нефтегазовые ресурсы в круге проблем. О формировании комплексной системы недропользования при вовлечении в оборот ресурсов углеводородного сырья в условиях переходного периода. М.: ОАО "Издательство "Недра", 1997. - 265 с.

105. Шилина Г.В. Проблемы разработки геоинформационных пакетов на территории недропользования // Научно-практическая конференция 85 лет геологической службе Урала. - Екатеринбург,2005. - С. 160-162.

106. Шустеф И.Н., Стадников Н.Е. Применение ФОЖ на месторождениях с разной геолого-промысловой характеристикой // Нефтяное хозяйство 1980. -№ 12.

107. Ямпольский В.З., Иваненко Б.П., Костюченко С.В. Исследование методов математического моделирования и оптимального управления многосвязными системами с распределенными параметрами Томск, 2004.

108. В. Fernández-Manjón, J. М. Sánchez-Pérez, J. A. Gómez-Pulido. Computers and Education. E-Learning, From Theory to Practice. Springer, 2007. ISBN:978-1-4020-4913-2.

109. Miguel A. Vega-Rodríguez, Juan M. Sánchez-Pérez, Juan A. Gómez-Pulido. Pipeline-scheduling Simulator for Educational Purpose. // Journal of Universal Computer Science. vol. 13, no. 7 - 2007. - Pag. 959-969.

110. Miguel A. Vega-Rodriguez, Juan A. Gomez-Pulido. Special Issue on Reconfigurable Computing and Applications. IICM-Joanneum Research, 2007. ISBN:, ISSN:0948-695X.