Литературные источники
Сергеев В.Л. Интегрированные системы идентификации. Учебное пособие. – Томск: Изд-во НТЛ, 2004.-240 с.
Сергеев В.Л. Адаптивные системы идентификации. Учебное пособие. – Томск: Томск. ун-т систем упр. и радиоэлектроники, 2007.-236 с.
Аниканов А.С. Модели и алгоритмы адаптивной идентификации для нестационарных гидродинамических исследований скважин по КВД. Томск, ун-т систем упр. и радиоэлектроники.
Кемерова П.А. Традиционные и современные методы обработки и интерпретации результатов ГДИС. Курсовой проект магистра кафедры ГРНМ ТПУ, 2010.- 46 с.
Хасанов М.М. и др. Помехоустойчивые алгоритмы по обработке данных ГДИС. Уфа 2002 г.
Мицель А.А., Шелестов А.А. Методы оптимизации. Часть 1: Учебное пособие. -Томск:Томский межвузовский центр дистанционного образования, 2002.-192 с.
Севостьянов В.В. Интегрированные модели и алгоритмы идентификации добычи нефти с учетом априорной информации// Известия ТПУ. – 2006. – № 8. – С. 55-59
Приложение а. Исходные данные для тестовых примеров
Таблица 1. Данные забойного давления снятые на скважине № 121
|
Дата |
Время, c |
Забойное давление, ат
-
|
Дебит, т/сут |
|
01.01.2003 |
0 |
134,00 |
124 |
|
|
180 |
135,00 |
110 |
|
|
360 |
136,80 |
100 |
|
|
540 |
138,30 |
95 |
|
|
720 |
139,70 |
81 |
|
|
900 |
141,40 |
76 |
|
|
1200 |
144,00 |
64 |
|
|
1500 |
146,50 |
51 |
|
|
1800 |
148,50 |
42 |
|
|
2100 |
149,80 |
36 |
|
|
2400 |
151,00 |
24 |
|
|
2700 |
151,80 |
18 |
|
|
3000 |
152,60 |
15 |
|
|
3600 |
153,35 |
12 |
|
|
4200 |
153,60 |
9 |
|
|
4800 |
153,75 |
7 |
|
|
5400 |
154,00 |
6 |
|
|
6000 |
154,20 |
5,1 |
|
|
7200 |
154,60 |
4 |
|
|
8400 |
154,80 |
3 |
|
|
9600 |
155,00 |
2 |
Таблица 2. Исходные данные и дополнительные априорные сведения по скважине № 121
|
Перечень исходных данных априорных сведений по скважине № 121 | ||
|
Наименование показателей |
Значения | |
|
1. Исходные данные |
| |
|
1.1. Эффективная толщина пласта, м |
10 | |
|
1.2. Вязкость нефти |
2.6 | |
|
1.3. Дебит нефти перед остановкой скважины, м3/сут |
124 | |
|
1.4. Забойное давление перед остановкой скважины, ат |
134.00 | |
|
1.5. Объемный коэффициент нефти |
1,16 | |
|
1.6. Плотность нефти, г/см3 |
0,86 | |
|
1.7. Пористость |
0.2 | |
|
1.8. Коэффициент сжимаемости формации нефти,1/ат |
11* 10-5 | |
|
1.9. Коэффициент сжимаемости скелета пласта(системы), 1/ат |
1* 10-5 | |
|
2. Дополнительные априорные сведения |
| |
|
2.1. Гидропроводность Д см/cП |
75 | |
|
2.2. Пъезопроводность см2/ сек |
2000 | |
|
2.3. Пластовое давление ат |
180 | |