WWW.LIB.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные матриалы
 


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

«ДЕНОТАТИВНАЯ МОДЕЛЬ РЕФЕРАТИВНОГО СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОГО ПЕРЕВОДА ...»

-- [ Страница 3 ] --

14. Блюменау Д.И. Информационный анализ/синтез для формирования вторичного потока документов: учебно-практич. пособие. – СПб.:

Профессия, 2001. – 235 с.

15. Блюменау Д.И. Проблемы свертывания научной информации. – Л.:

Наука, 1982. – 166 с.

16. Большой энциклопедический словарь / ред. А.М. Прохоров. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Большая Российская энциклопедия, 2000. – 1456 с.

17. Будагов Р.А. Человек и его язык. – М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. – 262 с.

18. Брудный А.А. Понимание как философско-психологическая проблема // Вопросы философии. – 1975. – №10. – С. 109–117.

19. Валгина Н.С. Теория текста. – М.: Логос, 2003. – 250 с.

20. Вейзе А.А., Конышева А.В. Практическое пособие по обучению реферативному переводу. – Минск: МГЛУ, 1997.

21. Вейзе А.А. Реферирование текста. – Минск: Изд-во Белорус. гос.

ун-та, 1978. – 128 с.

22. Вейзе А.А. Чтение, реферирование и аннотирование иностранного текста: учеб. пособие. – М.: Высшая школа, 1985. – 127 с.

23. Вербицкая М.В. К обоснованию теории «вторичных текстов» // Филогические науки. – 1989. – № 6. – С. 30–35.

24. Вербицкая М.В. Теория вторичных текстов (на материале английского языка): автореферат дис. … канд. филол. наук: 10.02.04. – М., 2000. – 47 с.

25. Вопросы теории перевода в зарубежной лингвистике. – М.:

Международные отношения, 1978. – №4.

26. Гаврилов Л.А., Латышев Л.К. Основы реферирования и аннотирования. – М., 1981.

27. Гак В.Г. К проблеме синтаксической семантики (семантическая интерпретация «глубинных» и «поверхностных» структур) // Инвариантные синтаксические значения и структура предложения: сборник докладов конференции по теоретическим проблемам синтаксиса. – М.: Наука, 1969. – С. 77–85.

28. Герте Н.А., Курушин Д.С., Нестерова Н.М. Моделирование понимания текста как основа автоматизированного реферирования // Материалы VII Международной научной конференции «Индустрия перевода» (1–3 июня 2015 г.). – Пермь: Издательство Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2015а. – С. 81–84.

29. Герте Н.А., Курушин Д.С., Нестерова Н.М. Свертывание информации в процессе реферирования: методы и возможные пути их формализации // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Проблемы языкознания и педагогики. – Пермь: Издательство Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2013а. – №7 (49). – С. 188–196.

30. Герте Н.А. Методика денотативного анализа текста как возможный инструмент для автоматического реферирования // Вестник Российского нового университета. Серия: Человек в современном мире. – М., 2015б. – Вып. 3. – С. 35–38.

31. Герте Н.А. Реферативный перевод: особенности порождения вторичного текста // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Проблемы языкознания и педагогики. – Пермь: Издательство Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2013б. – №7 (49). – С. 181–188.

32. Герте Н.А. Реферативный специализированный перевод: проблема адекватного извлечения информации // Вопросы психолингвистики. – М., 2014а. – 2(20). – С. 138–146.

33. Герте Н.А. Скопос в реферативном специализированном переводе // Проблемы теории, практики и дидактики перевода: сборник научных трудов.

Серия: Язык. Культура. Коммуникация. – Нижний Новгород: Нижегородский государственный лингвистический университет им. Н.А. Добролюбова, 2013.

– Вып. 16. – Т. 1. – С. 26–31.

34. Герте Н.А. «Эквивалентность» и «адекватность» в реферативном переводе в свете скопос-теории // Межкультурная интракультурная коммуникация: теория и практика обучения и перевода: материалы III Международной научно-методической конференции (г. Уфа, 17–18 декабря 2014 г.). / отв. ред. Н.П. Пешкова. – Уфа: РИЦ БашГУ, 2014б. – Т. I. – С. 109– 114.

35. Глухих М.И. Синтаксический анализ, обратная польская запись.

[Электронный ресурс]. – URL:

http://kspt.ftk.spbstu.ru/media/files/2011/course/cpp/slides/15_SyntaxAnalysis.pdf (дата обращения 13.09.2015).

36. Горькова В.И., Борохов Э.А. Реферат в системе научной коммуникации. Направления совершенствования лингвистических и структурных характеристик. – М.: ВИНИТИ, 1987. – 323 с.

37. Горькова В.И., Муранивский Т.В. Пособие по реферированию и редактированию научно-технической литературы. – М., 1964.

38. ГОСТ 7.9-95. Реферат и аннотация. Общие требования // Стандарты по издательскому делу / сост. А.А. Джиго, С.Ю. Калинин. – М.: Юристъ, 1998. – 132 с.

39. Гурин И.В., Беляева Т.В. Проблема компрессии в синхронном переводе // Вестник Московского университета. Серия 19: Лингвистика и межкультурная коммуникация. – М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, ФИЯР, 2007. – Вып. 4. – С. 150–154.

40. Гурин И.В. Проблема речевой компрессии в синхронном переводе.

Подходы и методы исследования // Филологические науки. Вопросы теории и практики: в 2 ч. – Тамбов: Грамота, 2008. – №1 (1). – С. 85–88.

41. Гусев С.С., Тульчинский Г.Л. Проблема понимания в философии:

Философско-гносеологический анализ. – М.: Политиздат, 1985. – 192 с.

42. Демьянков В.З. Понимание как интерпретирующая деятельность // Вопросы языкознания. – 1983. – № 6. – С. 59–67.

43. Денотатный граф // ПскоВики [Электронный ресурс]. – URL:

http://wiki.pskovedu.ru/index.php/Денотатный_граф (дата обращения 21.09.2014).

44. Доблаев Л.П. Смысловая структура учебного текста и проблемы его понимания. – М., 1982.

45. Долгова Е.В., Файзрахманов Р.А. Выбор модели технической системы на основе технологии распознавания // Приборы и Системы. – 2005.

– №9. – С. 68–70.

46. Ермакова Л.М. Система автоматического квазиреферирования WEXSY // Доклады всероссийской научно-практической конференции «Анализ Изображений, Сетей и Текстов» (АИСТ 2012). – Екатеринбург, 16– 18 марта 2012 г. – М.: Национальный открытый университет «ИНТУИТ», 2012 г. – №1. – С. 119–131.

47. Жанры информационной литературы: обзор. Реферат / сост.

А.А. Гречихин, И.Г. Здоров, В.И. Соловьев. – М.: Книга, 1983. – 320 с.

48. Жинкин Н.И. О кодовых переходах во внутренней речи // Вопросы языкознания. – 1964. – №6. – С. 9–31.

49. Жинкин Н.И. Речь как проводник информации. – М.: Наука, 1982.

50. Жинкин Н.И. Сенсорная абстракция // Проблемы общей, возрастной и педагогической психологии, – М., 1978.

51. Жинкин Н.И. Смысловое восприятие речевого сообщения (в условиях массовой коммуникации) / под ред. А.А. Леонтьева, Т.М. Дридзе. – М., 1976. – 263 с.

52. Жолкова А.И. К вопросу о реферировании научно-технической периодики в реферативном журнале ВИНИТИ // НТИ. Сер. 1. – 1970. – № 5. – С. 24.

53. Жолкова А.И. Фасетный метод реферирования как проблема библиографирования технической литературы: автореф. дис.... канд. пед.

наук. – Л.: ЛГИК им. Н.К. Крупской, 1985. – 15 с.

54. Захарова И.С., Филиппова Л.Я. Основы информационноаналитической деятельности: учебное пособие. – Киев: Центр учебной литературы, 2013. – 336 с.

55. Зимняя И.А. Смысловое восприятие речевого сообщения // Смысловое восприятие речевого сообщения: (в условиях массовой коммуникации) / отв. ред. Т.М. Дридзе, А.А. Леонтьев. – М.: Наука, 1976. – С. 5–33.

56. Инструкция для референтов и редакторов РЖ ВИНИТИ. – М., 1975.

57. Карнап Р. Значение и необходимость. Исследования по семантике и модальной логике. – М.: ЛКИ, 2007.

58. Климзо Б.Н. Ремесло технического переводчика: об английском языке, переводе и переводчиках научно-технической литературы. – М.:

Валент, 2006. – 508 с.

59. Клычникова З.И. Психологические особенности восприятия и понимания письменной речи (психология чтения): автореф. дис. … д–ра филол. наук. – М., 1974. – 49 с.

60. Кобков В.П. Способы сжатия текста при переводе научнотехнической литературы // Язык научной литературы. – М: Наука, 1975. – С. 234–245.

61. Ковальчук Т.Н. Лингвистические характеристики реферативного жанра и обучающий потенциал реферирования: дис. … канд. филол. наук. – Киев: Киев. гос. ун-т им. Т.Г. Шевченко, 1980. – 189 с.

62. Колесникова Н.И. От конспекта к диссертации: учебное пособие по развитию навыков письменной речи. – М.: Флинта: Наука, 2008. – 288 с.

63. Колосова Т.А. К вопросу о компрессии (семантическом эллипсе) в сложном предложении // Семиотические проблемы языков науки, терминологии и информатики. – М.: Изд-во МГУ, 1971. – Ч. 1.

64. Комиссаров В.Н. Вопросы теории перевода в зарубежной лингвистике. – М.: Международные отношения, 1978. – 232 с.

65. Комиссаров В.Н. Лингвистика перевода. – М.: Междунар.

отношения, 1980. – 113 с.

66. Комиссаров В.Н. Лингвистическое переводоведение в России:

учебное пособие. – М.: ЭТС, 2002. – 184 с.

67. Комиссаров В.Н. Общая теория перевода. Проблемы переводоведения в освещении зарубежных ученых. – М.: ЧеРо, 1999.

68. Комиссаров В.Н. Современное переводоведение: курс лекций. – М.:

ЭТС, 2001. – 424 с.

69. Комиссаров В.Н. Что такое «усредненный рецептор перевода»? // Перевод и переводческая компетенция. – Курск: РОСИ, 2003. – С. 25–33.

70. Копылова О.В. Аннотирования и реферирование. – М., 1992. – 173 c.

71. Корытная М.Л. Роль заголовка и ключевых слов в понимании художественного текста: автореф. дис. … канд. филол. наук. – Тверь, 1996. – 23 с.

72. Костюк Г.С. О психологии понимания: научные записки Института психологии УССР. – Киев, 1950. – Т. II. – С. 53.

73. Красных В.В. От концепта к тексту и обратно // Вестник московского университета. Серия 9: Филология. – 1998. – №1. – С. 53–70.

74. Крюков А.Н. Межъязыковая коммуникация и проблема понимания // Перевод и коммуникация. – М.: ИЯ РАН, 1996. – С. 73–83.

75. Крюков А.Н. Понимание как переводческая проблема // Перевод и интерпретация текста: сб. научн. трудов. – М.: ИЯ АНСССР, 1988. – С. 65– 75.

76. Курушин Д.С., Нестерова Н.М., Овчинникова И.Г. О возможном подходе к созданию системы автоматического реферирования // Вопросы психолингвистики. – М., 2014. – 2(20). – С. 123–128.

77. Лапшина В.Л. Лингвистические основы реферирования английского научного текста и проблема модального дескриптора: дисс. … канд. филол. наук. 10.663. – М.: изд-во МГУ им. Ломоносова, 1973. – 164 с.

78. Латышев Л.К. Курс перевода (эквивалентность перевода и способы ее достижения). – М., 1981.

79. Латышев Л.К. Технология перевода: учебное пособие по подготовке переводчиков (с нем. яз.). – М: НВИ – ТЕЗАУРУС, 2000. – 280 с.

80. Левицкий Р. О принципе функциональной адекватности перевода // Сопоставительное языкознание. – София, 1984. – Т. 9. – № 3.

81. Леонов В.П. Реферирование и аннотирование научно-технической литературы. – Новосибирск: Наука, 1986. – 176 с.

82. Леонтьев А.А. Основы психолингвистики. – М., 1997. – 287 с.

83. Леонтьев А.А. Признаки связности и цельности текста // Лингвистика текста. – М., 1976. – Вып. 103. – С. 60–70.

84. Леонтьев А.А. Психологический портрет лектора. – М.: Знание, 1979. – 43 с.

85. Маккьюин К. Дискурсивные стратегии для синтеза текстов на естественном языке: пер. с англ. // Новое в зарубежной лингвистике. – М., 1989. – Вып. 24. – С. 311–357.

86. Маракушина Г.В. Роль компрессии в лексической номинации (на материале английского, немецкого и русского языков). – М., 2008.

87. Маренкова Е.А. Синтаксическая компрессия как способ свертывания информации // Семиотические проблемы языков науки, терминологии и информатики. – М.: Изд-во МГУ, 1971. – №4 (1). – С. 132– 139.

88. Маркушевская Л.П., Цапаева Ю.А. Аннотирование и реферирование (Методические рекомендации для самостоятельной работы студентов). – СПб. ГУ ИТМО, 2008. – 51 с.

89. Методическое пособие для научных референтов и редакторов Реферативного журнала ВИНИТИ / сост. О.А. Антошкова, Е.Ю. Дмитриева, О.Б. Старцева, Н.Ф. Чумакова, Г.Р. Эпштейн // МП ВИНИТИ РАН 64. – М., 2008. – 43 с.

90. Милль Дж.С. Система логики силлогистической и индуктивной. – 2-е изд. – М., 1914.

91. Нелюбин Л.Л. Толковый переводоведческий словарь. – 3-е изд., перераб. – М.: Флинта: Наука, 2003. – 320 с.

92. Нестерова Н.М. Вторичность – вторичный текст – перевод // Scripta linguisticae applicatae. Проблемы прикладной лингвистики: сборник статей. – М.: Азбуковник, 2004а. – Вып. 2. – С. 291–313.

93. Нестерова Н.М. Вторичность как онтологическое свойство перевода: дис. … д–ра филол. наук. – Пермь: Пермский государственный технический университет, 2005. – 368 с.

94. Нестерова Н.М., Герте Н.А. Реферативный перевод, или информация об информации // Филологические науки. Вопросы теории и практики. – Тамбов: Грамота, 2012а. – № 7 (18): в 2 ч. – Ч. 2. – С. 147–150.

95. Нестерова Н.М., Герте Н.А. Реферирование как способ извлечения и представления основного содержания текста // Вестник Пермского университета. Серия: Российская и зарубежная филология. – 2013. – Вып. 4 (24). – С. 127–132.

96. Нестерова Н.М., Наугольных А.Ю., Наугольных Е.А. Сказать мало, но хорошо: деятельностная характеристика реферативного перевода // Филологические науки. Вопросы теории и практики. – Тамбов: Грамота, 2012б. – № 7 (18): в 2 ч. – Ч. 1. – C. 146–149.

97. Нестерова Н.М. Психолингвистика текста, или есть ли смысл в тексте? // Вопросы психолингвистики. – М.: Институт языкознания РАН, 2009а. – Вып. 9. – С. 213–219.

98. Нестерова Н.М. Смысловое свертывание в процессе реферативного перевода: условия и критерии адекватности // Языковое бытие человека и этноса. Когнитивный и психологический аспекты: материалы международной школы-семинара V Березинские чтения. – М.: МГЭИ;

ИНИОН РАН; МГЛУ, 2009б. – Вып. 15. – С. 154–163.

99. Нестерова Н.М. Текст перевода – текст вторичный? // Scripta linguisticae applicatae. Проблемы прикладной лингвистики: сборник статей. – М.: Азбуковник, 2002. – С. 133–144.

100. Нестерова Н.М. «Чужое вмиг почувствовать своим»: диалектика вторичности перевода // Вестник Воронежского государственного университета. – 2005. – №1. – С. 92–97.

101. Новиков А.И., Зотова А.К. Смысловая составляющая проекции текста: опыт экспериментального исследования // Проблемы психолингвистики: теория и эксперимент. – М., 2001. – С. 234–247.

102. Новиков А.И., Нестерова Н.М. Реферативный перевод научнотехнических текстов. – М., 1991.

103. Новиков А.И., Сунцова Н.Л. Концептуальная модель порождения вторичного текста // Обработка текста и когнитивные технологии. – Пущино, 1999. – №3. – С. 158–166.

104. Новиков А.И. Семантика текста и ее формализация. – М., 1983а.

105. Новиков А.И. Смысл: семь дихотомических признаков // Теория и практика речевых исследований. – М.: МГУ, 1999. – С.132–144.

106. Новиков А.И. Содержание и смысл текста // Вестник Ярославского пед. ун-та. – 2000. – № 3.

107. Новиков А.И. Структура содержания текста и возможности ее формализации (на материале научно-технических текстов): дис. … д–ра филол. наук: 10.02.19. – М., 1983б. – 355 c.

108. Новиков А.И. Текст и его смысловые доминанты / под ред.

Н.В. Васильевой, Н.М. Нестеровой, Н.П. Пешковой. – М.: Институт языкознания РАН, 2007. – 224 с.

109. Новиков А.И. Текст и «контртекст»: две стороны процесса понимания // Вопр. психолингвистики. – 2003. – № 1. – С. 64–76.

110. Ожегов С.И., Шведова Н.Ю. Толковый словарь русского языка:

80 000 слов и фразеологических выражений / Российская академия наук.

Институт русского языка им. В.В. Виноградова. – 4-е изд., дополненное. – М.: А ТЕМП, 2004. – 944 с.

111. Оре О. Теория графов. – М.: Наука, 1968. – 336 с.

112. Павиленис Р.И. Понимание речи и философия языка (вместо послесловия) // НЗЛ: Лингвистическая прагматика. – М.: Радуга, 1985. – Вып. 16. – С. 380–388.

113. Павиленис Р.И. Проблема смысла: современный логикофилософский анализ языка. – М.: Мысль, 1983. – 286 c.

114. Педагогическое речеведение: словарь-справочник / под ред.

Т.А. Ладыженской, А.К. Михальской. – М., 1998.

115. Переверза Е.Б. Лингвистический статус вторичных текстов [Электронный ресурс]. – URL:

(дата http://essuir.sumdu.edu.ua/bitstream/123456789/11151/1/Pereverza.pdf обращения 23.11.2015).

116. Пешкова Н.П. О влиянии типа текста на процессы чтения и понимания // Лингво-методические проблемы обучения иностранным языкам в вузе. – Уфа, 2001. – С. 93–97.

117. Пешкова Н.П. Типология научного текста:

психолингвистический аспект: монография. – Уфа: Уфимск. гос. авиац. техн.

ун-т, 2002. – 261 с.

118. Пешкова Н.П., Яххибаева Л.М. Первичность и вторичность как онтологические категории учебного текста // Вестник ЮУрГУ. Серия:

Лингвистика. – 2009. – Вып. 8. – №2. – С. 56–60.

119. Плющ М.А. Развитие реферативных журналов как средства научной коммуникации: автореф. … дис. … канд. техн. наук. – М., 2006а. – 28 с.

120. Плющ М.А. Развитие реферативных журналов как средства научной коммуникации: дис.... канд. техн. наук: 05.25.05. – Москва, 2006б. – 181 с.

121. Примерова Н.Д. Речевая компрессия в диалогическом единстве (на материале английского художественного текста): дис. … канд. филол.

наук. –Одесса, 1988. – 167 с.

122. Провоторов В.И. Хрестоматия по аннотированию и реферированию (на материале немецкого языка). – Курск, 2002. – 152 с.

123. Райс К. Классификация текстов и методы перевода // Вопросы теории перевода в зарубежной лингвистике. – М., 1978. – С. 202–228.

124. Реформатский А.А. Введение в языковедение / под ред.

В.А. Виноградова. – М.: Аспект Пресс, 1996. – 536 с.

125. Рецкер Я.И. Пособие по переводу с английского языка на русский (реферирование). – М., 1976. – 150 с.

126. Рецкер Я.И. Пособие по реферированию. – М.: ВИИЯ, 1952. – 127 с.

127. Рецкер Я.И. Теория перевода и переводческая практика. Очерки лингвистической теории перевода / доп. и ком. Д.И. Ермоловича. – М.:

Р. Валент, 2007. – 3–е изд., стереотип. – 244 с.

128. Роднянский В.Л. О роли ключевых слов в понимании текста // Психолингвистические проблемы семантики и понимания текста. – Калинин, 1986. – С. 106–113.

129. Российский гуманитарный энциклопедический словарь: П–Я. – М.: Гуманит. изд. центр ВЛАДОС: филол. фак-т. С.-Петерб. гос. ун-та, 2002.

– Т. 3. – 704 с.

130. Сахалин-2 глазами переводчиков / сост. С.Д. Трефилова. – М., 2009. – 96 с.

131. Сахарный Л.В. Актуальное членение и компрессия текста (к использованию методов информатики в психолингвистике) // Теоретические аспекты деривации / под ред. Л.Н. Мурзина. – Пермь: Пермский ун-т, 1982. – С. 29–38.

132. Сахарный Л.В. Расположение ключевых слов в структуре развернутого текста (к изучению деривационных механизмов компрессии текста) // Деривация в речевой деятельности (Общие вопросы. Текст.

Семантика). – Пермь, 1988а. – С. 27–29.

133. Сахарный Л.В., Штерн А.С. Набор ключевых слов как тип текста // Лексические аспекты в системе профессионально-ориентированного обучения иноязычной речевой деятельности. – Пермь: Пермский политехнический ун-т, 1988б. – С. 34–51.

134. Семенов А.Л. Основы общей теории перевода и переводческой деятельности: учеб. пособие для студ. лингв. вузов и фак. – М.: Изд. центр «Академия», 2008. – 160 с.

135. Серикбай И. Английский в нефтегазовой промышленности:

пособие для самообразования. – Алматы, 2004. – 142 с.

136. Сиротко-Сибирский С.А. Смысловое содержание текста и его отражение в ключевых словах (на материале русских текстов публицистического стиля): автореф. дис. … канд. филол. наук. – Л., 1988.

137. Сковородников А.П. О ключевых словах русского менталитета // Светлица. – 1992. – №1.

138. Словарь лингвистических терминов / сост. Ж. Марузо. – М.: Изд– во «Иностранная литература», 1960. – 436 с.

139. Сорокин Ю.А. Текст: цельность, связность, эмотивность // Аспекты общей и частной лингвистической теории текста. – М., 1982. – С. 61–73.

140. Смирнов А.А. Понимание // Психология / под ред. К.Н.

Корнилова, А.А. Смирнова, Б.М. Теплова. – М., 1948. – 229 с.

141. Смирнов А.А. Проблемы психологии памяти. – М, 1966. – 168 с.

142. Соколов А.Н. Психологический анализ понимания иностранного текста // Известия АПН РСФСР, отделение психологии. – М., 1947. – Вып. 7.

– С. 163–191.

143. Соловьев В.И., Конюшко А.Е. Универсализация подготовки реферата многоцелевого назначения // НТИ. Серия 1: Организация и методика информационной работы. – 1991. – № 7. – С. 50–53.

144. Соловьев В.И. Составление и редактирование рефератов:

вопросы теории и практики // А.А. Гречихин, И.Г. Здоров, В.И. Соловьев.

Жанры информационной литературы. Обзор. Реферат. – М., 1983. – 217 с.

145. Стоберски З. Жить и выжить. – Варшава: PK MOUNT, 2003. – 128 с.

146. Стрелковский Г.М., Латышев Л.К. Научно-технический перевод:

пособие для учителей нем. яз. – М.: Просвещение, 1980. – 175 с.

147. Тетради новых терминов №21. Англо-русские термины по разработке морских нефтяных и газовых месторождений / сост. А.А.

Мовсумов, А.О. Курбанов, Э.О. Курбанов; под ред. Д.Е. Столярова. – М., 1979. – 74 с.

148. Уилсон Р. Введение в теорию графов: пер. с англ. – М.: Мир, 1977. – 208 с.

149. Файзрахманов Р.А., Файзрахманов Р.Р., Долгова Е.В.

Моделирование представления информации в задачах автоматической обработки веб-страниц и извлечения веб-информации // Вестник Ижевского государственного технического университета. – 2011. – № 2. – С. 176–178.

150. Федоров А.В. Основы общей теории перевода (лингвистические проблемы): учеб. пособие для институтов и факультетов иностр. языков. – 5е изд. – СПб.: Филологический факультет СПбГУ; М.: ООО «Издательский Дом» "ФИЛОЛОГИЯ ТРИ"», 2002. – 416 с.

151. Фреге Г. О смысле и значении / Логика и логическая семантика. – М.: Дом интеллектуальной книги, 2000. – С. 230–246.

152. Фролова Н.А. Реферирование и аннотирование текстов по специальности (на материале немецкого языка): учеб. пособие. – Волгоград:

ВолгГТУ, 2006. – 83 с.

153. Харкевич А.А. Теоретические основы радиосвязи. – М., 1957.

154. Хенгст К. Языковые средства, сокращающие информацию, и обучение специалистов иностранному языку // Wissenschaftliche Zeitschrift.

Padagogische Hochschule «Ernst Schneller». – H. 1. – 1980. – S. 49–61.

155. Чёрч А. Введение в математическую логику. – М.: 1960. – Т. 1.

156. Шаповалова Т.Р., Титяева Г.В. Реферирование и аннотирование специальных текстов на иностранном языке: учебно-методическое пособие. – Южно-Сахалинск: изд-во СахГУ, 2012. – 122 с.

157. Швейцер А.Д. Теория перевода: статус, проблемы, аспекты / отв.

ред. В.Н. Ярцева. 3-е изд. – М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2012. – 216 с.

158. Шеметов В.Б. Переводчик на промышленном предприятии:

проблемы формирования специальной компетенции в рамках переводческого факультета // РЕМА. Проблемы перевода и межкультурной коммуникации:

научно-методический вестник. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2005.

– Вып. 1. – С. 73–79.

159. Шершова А.В. Лингвостилистические особенности рефератов в области общественных наук // Реферирование в общественных науках.

Теория и методика. – М.: Наука, 1982а. – С. 115–127.

160. Шершова А.В. Проблемы изучения структуры реферата // Реферирование в общественных науках. Теория и методика. – М.: Наука, 1982б. – С. 93–100.

161. Шкловский В.Б. О теории прозы. – М.: Русский писатель, 1983. – 267 с.

162. Шмелева Т.В. Ключевые слова текущего момента // Collegium. – 1993. – №1.

163. Экспериментальные исследования денотативной модели понимания в приложениях автоматического реферирования текста / Герте Н.А., Курушин Д.С., Нестерова Н.М., Соболева О.В. // Электронный научный журнал «Инженерный вестник Дона». – 2015в. – №4. – С. 35–38.

164. Яхиббаева Л.М. Вторичность как онтологическая характеристика учебного текста и дискурса: дис. … канд. филол. наук. – Уфа, 2009. – 207 c.

165. Яхиббаева Л.М. Учебный текст как особый вид вторичного текста и составляющая учебного дискурса // Вестник Башкирского университета. – Уфа: Изд-во БГУ, – 2008. – №4. – С. 1029–1031.

166. Abstracts // The Writing Center at UNC-Chapel Hill [Электронный ресурс]. URL: http://writingcenter.unc.edu/handouts/abstracts/ (дата обращения 11.01.2016).

167. Chesterman A. Memes of Translation. – Amsterdam: Benjamins, 1997.

168. Chesterman A. Proposal for a Hieronymic Oath // The Translator. – 2001. – №2. – P. 139–154.

169. Cremmins E. The Art of Abstracting // Info Resources Press. – 2nd edition. – 1996. – 230 p.

170. De Best L., van den Berg F. Smart Fields – Making the Most of our Assets // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Moscow, 2012. – SPE 103575.

171. Dixit R.S., Apte S.S. Improvement of Text Summarization Using Fuzzy Logic Based Method // IOSR Journal of Computer Engineering (IOSRJCE).

– India, 2012. – Vol. 5, is. 6 – P. 5–10.

172. Edmundson H.P. New methods in automatic extracting // Journal of the Association for Computing Machinery. – 1969. – Vol. 16(2). – P. 264–285.

173. Finding a Needle in a Rusty Hay Sack…Knowing Where To Start with 30,000 km of Pipelines! / A.G. Peterson, I.S. Sivokon, S. Webster, D. Lane // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Moscow, 2012.

– SPE 101327.

174. Goodman H.E. Well Engineers Deserve a Seat at the Exploration Table: The Role of Mechanical Earth Modeling in the Early Exploration Process // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Moscow, 2012.

– SPE 101963.

175. Gugu S. Revitalization of the Austrian Oilfields // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Moscow, 2012. – SPE 100971.

176. Hirsch Jr. E.D. Validity in Interpretation. – Connecticut: Yale University Publishing, 1967. – 302 p.

177. Koopman P. How to write an abstract. – Carnegie Mellon University, 1997. [Электронный ресурс]. – URL:

обращения https://users.ece.cmu.edu/~koopman/essays/abstract.html (дата 11.01.2016).

178. Lock S. Structured abstracts. – 1988. – 156 p.

179. Luhn H.P. The Automatic Creation of Literature Abstracts // IBM Journal of Research and Development. – 1958. – vol. 2. – P. 159–165.

180. Mani I., Maybury M.T. Advances in automatic text summarization // MIT Press. – 1999.

181. Marcu D. The Rhetorical Parsing, Summarization, and Generation of Natural Language Texts. Department of Computer Science. – Toronto: University of Toronto, – 1997.

182. Murdock V.G. Aspects of Sentence Retrieval: PhD thesis. – Massachusettts: University of Massachusetts Amherst, 2006.

183. Nord C. Functionalist approaches // Handbook of translation studies / edited by Yves Gambier, Luc van Doorslaer: John Benjamins Publishing Co, 2010.

184. Nord C. Loyalty and Fidelity in Specialized Translation // Journal of Scientific and Technical Translation. – 2006. – №4. – p. 29–41.

185. Nord C. Text Analysis in Translation. Theory, Method and Didactic Application of a Model for Translation-oriented Text Analysis: translated from

German by Christiane Nord and Penelope Sparrow. – Amsterdam/Atlanta GA:

Rodopi, 1991. – 250 p.

186. Nord C. Translating as a Purposeful Activity. Functionalist Approaches Explained. – Manchester: St. Jerome Publishing, 1997.

187. Pitkin R.M., Branagan M.A. Can the accuracy of abstracts be improved by providing specific instructions? A randomized controlled trial // JAMA. – 1998. – 267 p.

188. Pitkin R.M. The importance of the abstract // Obstet Gynecol. – 1987.

– 267 p.

189. Potter G.J.C. Abstractioning // Information and communication practice in industry. – New Jersey: Reinhold publish. corporation, 1958. – P. 281– 291.

190. Radev D.R., McKeown K.R. Generating natural language summaries from multiple on-line sources // Computational Linguistics – Special issue on natural language generation. – 1998. – P. 469–500.

191. Radojevic D., Shafeyeva Y. Primary Cementing in Permafrost Conditions – A Process // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Moscow, 2012. – SPE 100816.

192. Rath G.J., Resnock A., Savage T.R. The formation of abstracts by the selection of sentences // American Documentation. – 1961. – vol. 12. – P. 139– 143.

193. Reiss K., Vermeer H.J. Grundlegung einer allgemeinen Translationstheorie. – 2 Auflage. – Tbingen: Niemeyer, 1991.

194. Rth L. Die Skopostheorie nach Reiss/Vermeer: Ein berblick // Trapriori: Studentische Zeitschrift fr Translationswissenschaft. – 2010. – 2 [1]. –

URL:

http://unimainz.academia.edu/LisaR%C3%BCth/Papers/381725/Die_Skopostheorie_nach_ Rei_Vermeer_Ein_berblick (дата обращения 17.04.2012).

195. Siever H. bersetzen und Interpretation: die Herausbildung der bersetzungswissenschaft als eigenstndige wissenschaftliche Disziplin im deutschen Sprachraum im Zeitraum von 1960 bis 2000 / Leipziger Studien zur

angewandten Linguistik und Translatologie. – Habilitationsschrift 2008 Leipzig:

Universitt Leipzig. – Frankfurt am Main: Lang, – 2010.

196. Thies D. SEO Fast Start: a Simple, Step by Step System for Better Results, 2009. – URL: http://www.make-money-fastfree.com/download/SEO_Fast_Start.pdf (дата обращения 23.03.2011).

bersetzen

197. Vermeer H.J. als kultureller Transfer // bersetzungswissenschaft – Eine Neuorientierung / Hg. Mary Snell-Hornby. –

2.durchgesehene Auflage. – Tbingen: Francke, 1994. – S. 30–53.

198. Vermeer H.J. Ein Rahmen fr eine allgemeine Translationstheorie // Lebende Sprachen 23. – 1978. – S. 99–102.

199. Vermeer H.J. Interview // Trapriori. – 2009.

200. Vermeer H.J. Scopos and Comission in Translation Studies // The Translation Studies Reader / Ed. By L. Venuti. – London and New York, 2003. – P. 221–232.

201. Vermeer H.J. Translation als Informationsangebot // Lebende Sprachen 27. – 1982. – №2. – S. 97–101.

202. Weil B.H. Standards for writing abstracts // J. Amer. Soc. Inf. Sci. – 1970. – Vol. 21, №5. – 2784 p.

203. What is an abstract? // The Writing Center at the UV-Madison, [Электронный ресурс]. – URL:

http://writing.wisc.edu/Handbook/presentations_abstracts.html#whatis (дата обращения 11.01.2016).

204. Witbrock M., Vibhu M. Ultra-summarization: A statistical approach to generating highly condensed non-extractive summaries // In Proceedings of the 22nd Annual International ACM SIGIR Conference on Research and Development in Information Retrieval. – Berkeley, 1999. – P. 315–316.

–  –  –

Introduction All smart projects strive towards the implementation of actions on, or changes in the asset to be constantly measured and evaluated to support better decision-making. This constant flow of real time data also serves to calibrate the subsurface and production system models that are critical to EP asset management.

Evaluation of the business impact of Smart Fields concepts and technologies

has demonstrated value in several areas:

• 8% Ultimate recovery increase (5% gas and 10% oil);

• 10% Increased production;

• Reduced development risk and uncertainty;

• Other important benefits include improved HSE.

Ultimately Shell is aiming for Smart Fields to contribute to bottom line benefits of some $350 mln per year. Benefits vary with the character of the asset or type of project. In selected deepwater fields the value of a smart well can be a combination of better recovery and avoidance of re-entry costs.

Smart Fields Concept The Smart Fields concepts grew out of the thinking that guided the development and success of Smart Wells. Figure 1 illustrates the essence of the Smart Field vision. Value is created through execution of the 'value loop', repeating the cycle of measuring, modeling, decision-making and controlling to get the maximum amount of hydrocarbons out of the reservoirs in the most cost-effective way.

The concept of 'Smartness' is not just about introducing new technology, but focuses on inventive ways of using and integrating existing technologies. Smart Fields now use downhole wireless communication, advanced modeling software, remote sensing and control devices and telemetry to transmit the huge amount of data gathered.

For example Production Universe, Shell proprietary software, is capable of continuously monitoring well production behavior and fine-tuning large dynamic production systems in real time.

Production Universe has proven that it can instantaneously identify problems in a well, increase production and improve well test frequency. It is self-learning system, updating the calibration models using well test and real-time data as they are generated. Shell is currently running 12 asset programmes in all regions of the world. Beyond technology, introduction of Smart Fields also requires a dramatic shift in work processes and people.

Technology is the enabler but the benefits are only seen through the total integration of data collection and analysis with transformed decision-making and collaboration. Uncertainty management, integrated reservoir workflow management and collaborative work environments are key themes.

Smart Wells In a Smart Well, measurement devices, usually temperature and pressure, and control devices such as remote control valves are included. Since the year 2000, nearly 200 smart wells have been installed around the world.

In Brunei, Smart Well technology enabled the production of a number of smaller fields, which otherwise could not have been developed economically. The development of the asset through a single multi-sectional snake well, instead of five conventional wells, reduced the estimated development costs by approximately 60%. The well can also be operated and optimised remotely, adding to the overall business value.

By putting control and processing devices down the wells we can get environmental benefits too, by reducing the surface facilities and keeping waste underground.

Advantages of Smart Wells An advantage of the Smart Wells is that these allow cost effective development, by combining several wells into one instead of building separate conventional wells; this significantly reduces the total development costs. In addition, Smart Wells can significantly improve the control over production or injection flow in the wells, leading to better reservoir management and higher ultimate recovery.

Fig 2 and 3 show an example of a Smart Well connecting five different reservoirs, with control valves to allow producing these individually.

Are smart Wells expensive?

The technologies needed for smart wells are often thought to be new, untried and high cost. But many of them are already available and have been proven in use. Shell companies in locations across the world, from the USA, to the North Sea, West Africa, the Middle East, Borneo and Australasia, have all successfully installed smart well components. The initial costs are more than offset by the added value of higher production, longer asset life and reduced intervention.

Smart Well Reliability In a smart well, a failure is classified as inability to cycle the valve to the desired position. This can be caused by loss of communication or by physical failure (valve stuck or jammed). Figure 4 below shows the improvement in reliability with the increasing number of valve systems installed. After an initial learning period, the technology has matured and no failures have occurred since 2002.

An analysis of all Well-Dynamics installations (Mini, Direct and Digital hydraulics) in Shell shows a probability of zonal control system survival after 5 years of 96%. This result is based on the number of failures since their first installation within Shell. Based on these current statistics, an estimate of the probability of survival of Well Dynamics Flow Control Valve over a period of 10 years is 85%-90%.

Integrating Information From the producing facility, the information is fed into the Shell IT network, a globally standardized operating environment and high-speed secure network known as Data Acquisition and Control Architecture (DACA). This ensures that the real-time data arrives in the office on the engineer's desktop PC for interpretation and decision making with the right quality.

The data can then be routed to Collaborative Work Environments, which may be situated near the field or on the other side of the world. There, integrated work teams (production, wells, reservoir) use visualisation and modelling software to analyse and act on the real-time data, make necessary changes and so optimise production at minimum cost. To achieve this goal Shell is establishing around the world a series of Collaborative Work Environments in production management operations and real-time drilling operations.

Cooperation with the industry partners It is clear that Smart Fields vision is challenging and the requirements too complex for any one company to develop on its own. Shell has explored and created new cooperative models not only within our industry but also with universities, research institutions, government agencies and non-energy related companies to create the momentum to develop the enabling technologies.

Story of Success-Brunei In Asia, the Smart Fields concepts proved the solution to the development of the Champion West field. The original Champion West field development plan (FPD) included long horizontal wells with a relatively simple design, consisting of pre-drilled liner, with a DTS system (distributed temperature sensing) and a permanent down hole gauge (PDHG) below the production packer. These completions were assumed to be cost effective and acceptable in terms of recovering the reserves.

However, the early DTS temperature surveys showed that there was no flow in the lower section (the toe) of the wells and re-affirmed that long horizontal wells do not (always) clean up over the full length of the well.

With no flow from the toe of the well, the reserves associated with this part of the reservoir would never be recovered. To counter this phenomenon, in the next phase of Champion West development (Phase 2A), horizontal snake well completions were designed with ICVs (interval control valves) and ECP's (external casing packers) in addition to the DTS and PDHGs. This allowed the asset team to monitor and produce the horizontal well intervals selectively, thereby maximizing the well flow and recovery.

Although this added cost and complexity to the well, it was considered a key enabler to recover the reserves targeted by the well. Production results from phase 2A well completions confirm that ICVs are highly effective in ensuring that the entire well produces as planned.

–  –  –

Introduction TNK-BP operates a large pipeline network, which on formation of the company was over 30,000 km long with a fairly even spread of ages between less than 5 years to greater than 20 (fig. 1). The company will invest a significant amount of money in this network so that it will comply with the company's goal of "No harm to the environment". This investment will be focused on replacing lines that pose a significant risk of failure, protecting those already installed by inhibition and an inspection program that will help identify corrosion damage before it leads to failure.

With such a large network, knowing where to initially focus these activities to have the biggest impact is a difficult task. To solve this problem the authors, in conjunction with the company's Pipeline Integrity Expert Group, developed a risk based pipeline prioritisation model that has classified all the pipelines in terms of probability and consequence of failure.

The model is used as a screening tool to quickly sort the thousands of individual lines to support the experts and enable them to spend their time most efficiently; it is not a tool to replace expert judgment.

There will always be examples where the criticality assigned by the tool is inappropriate, for example there may be a pipeline that transmits the whole of the production from the BU, but may not go through an environmentally sensitive area or contain H2S. This may not be rated by the tool as the highest criticality, but clearly because the impact on production is so great the expert can identify it as being of the highest criticality and over-ride the prioritisation tool accordingly. It is cases like this where the expert that knows the field in particular is needed to ensure that the correct decisions are made.

This data is used by the TNK-BP subsidiaries to identify the pipelines in their fields that have the biggest failure risk and ensure that their activities are focused to mitigate these risks. In addition the data is used by the corporate centre to objectively determine which subsidiaries require larger proportions of funds due to the state and nature of their pipeline systems.

It was applied to the following classifications of pipeline: Production wells flowlines Oil gathering lines High pressure oil gathering lines Low pressure waterlines High pressure waterlines Low pressure gas lines High pressure gas lines It is not designed for intra-site pipework on facilities because in TNK-BP the integrity of these is managed by different departments.

Development of the risk model There are many commercial pipeline integrity risk models available and the first decision to be made was whether these would be appropriate for TNK-BP. A decision was quickly made that the risk model would be built from scratch using the experience of our own specialists because they understood in the most detail the problems the company faces when ensuring the integrity of its pipeline systems. Importantly they also understand the data that would be readily available, there would be no point having a sophisticated model that could not function because a lot of data was unavailable.

The model constructed is based on the risk of failure, determined by the

following formula:

Risk = Probability x Consequence It was necessary to define the factors that would be used to calculate the probability and consequence, and ultimately the risk.

The following factors were included in the completed model.

Probability factors.

Failure history - If the pipeline had suffered a failure historically there was a chance of a repeat.

Consequence factors.

Production - Ensuring the lines that transport the most oil and gas operate without interruption is key to meeting production goals.

Environmental sensitivity - To deliver the company's goal of "No damage to the environment" pipelines that run through the most environmentally sensitive areas require priority protection. Categories consistent with the internal company

incident reporting have used to distinguish between the areas. These are:

Category 1 - Construction sites and bunded areas such as well pads Category 2 - Areas not in any other category Category 3 - Water protection areas where the water table is used for human use, agricultural areas Category 4 - Seashore areas, onshore water bodies such as rivers streams and lakes, specifically protected wildlife areas, areas with dwellings and crossings of major roadways.

Gas toxicity - Gaseous hydrogen sulphide can cause fatality by poisoning and has an unpleasant smell, its presence increases the likely consequences of any failures.

Explosion potential - If the pipeline contains free gas at high pressure there is increased probability that any leak or rupture leads to ignition or explosion, possibly resulting in multiple fatalities. Ingintion or explosion would therefore increase the consequence of any incident.

Service - The pipeline service has two effects on the consequence of any pipeline failure. One is the ease of land reclamation: Gas and fresh water require little or no reclamation, oil requires less activity than produced water, which can seep into the ground water and contaminate the water table. The second aspect is the impact of fines that are very often linked to the amount of oil spilt, which is most likely to be greatest in lines carrying oil.

The following factors were considered for inclusion in the probability of failure but when the data was examined it was shown that they either would not identify pipelines that had a higher failure probability or distinguish between

pipelines:

Age - Contrary to initial thoughts the lines with the highest historic failure rate were not the oldest lines but those aged between ten and fifteen years. This may be due to the fact that the majority of historic failures were due to internal corrosion, in line with the fact that typically first failures occur in Russian for oil and gas collecting lines between eight and twelve years (1).

Watercut - Although it is likely to remain true that pipelines with higher watercuts where the internal surface is more likely to be water wetted experience higher rates of internal corrosion and therefore have a higher probability of failure, the majority of pipelines in TNK-BP have high water cuts. This factor therefore did not distinguish a small enough subset of the pipelines to make collection of the data worthwhile.

Fluid velocity - There are two situations when fluid velocity can lead to higher corrosion rates and subsequent increased chance of failure. Firstly, low fluid velocities where solids may be deposited in the pipeline. These soilds can either provide a favourable environment for sulphate reducing bacteria to grow that in turn lead to microbial induced corrosion and / or the solids prevent corrosion inhibitors from reaching the metal-water interface. The desocnd situation is high velocities where erosion and erosion-corrosion mechanisms can lead to greater material wastage. Again, collection of this data did not distinguish between our pipelines, as the majority had very similar velocities of less than 1 ms-1.

Temperature - Ignoring the effects of scaling which is very complex and requires a detailed understanding of the water chemicstry to accurately predict, the corrosion rate increases with temperature. The increasing in turn increases the probability of failure. In practice this did not distinguish a small subset of pipelines for extra attention because the temperature of the pipelines was very similar across the company's fields.

The factors used in the final model are all scored independently. For each of the factors there are a number of categories for which a property can fit into, ranging from low to high (or very high). The relative weighting has been split equally between these categories. For example if the relative weighting is 2, and there are 3 categories the low category scores zero, the medium category 1 and the high category 2. These scores are then weighted and normalised so that the maximum scores possible are 9 for probability and 10 for consequence of failure.

Deciding on the weightings was a group decision that drew on the combined experience of the Pipeline Integrity Expert Group. The first step was to calibrate the model to a capital constrained and well developed replacement program. For the model to provide value it needed to accurately reflect the engineering decisions that are made by specialists. Pipelines from a constrained replacement program were entered into the model, those which had been removed from the program due to budget limits had to be predicted as being less critical. After much discussion and technical debate the weightings and levels were set by the Pipeline Integrity Expert Group, table 1 shows the consequence of failure factors.

The sums of the scores for each factor are used to calculate the probability or

consequence of failure, as described by the following equations:

Probability score = Failure history score Consequence score = Production score + environmental sensitivity score + gas toxicity score + explosion risk score + transported fluid score The final model takes account of pipeline risk but also skews towards consequence to determine pipeline criticiality (fig.2). This decision relects the fact that only the failure history was used to determine the probability of failure, where our objective is not only to protect pipelines that have had historic failures, but also prevent any failures occurring on any lines that had not previously had any incident.

Application of the risk model The model has been constructed in MS Excel, which provides the flexibility of interfacing with many of the different databases that were employed in the company. In addition it provides easy data manipulation using pivot tables where detailed pipeline information can be revealed with a drill down function from a similar table to that shown in figure 2.

At the subsidiary level application of the model fits well with the current processes. For example, pipeline replacement lists are developed using the

following prioritised criteria:

Pipelines that are prohibited from operation by local or state government.

Pipelines that have independent expert judgement stating that the residual service life is short.

Discretionary funding based on expert judgement.

It is this third category that the model provides the most support and improves the efficiency of work. The model enables individual pipelines of each criticality to be identified very quickly.

The application of the model is not limited to replacement, in addition assurance can be provided on whether the most critical pipelines are appropriately scheduled for inspection and /or chemically inhibited, if appropriate.

At the corporate centre information about the fields and the programs of subsidiaries can be compared and resources allocated appropriately. For the pipeline replacement 2006 program discretionary funding was for the four highest criticality categories, using this objective approach it was then easy to assign the budgets to the subsidiaries who had a clear understanding of why they were allocated that budget.

The model is also very useful for understanding the scope of funds that will be required in the future. By having an accurate picture of the pipeline network and any historical failures it is easy to understand the volumes of replacement required to prevent failures from occurring in the future.

Future development of the model It is expected that the current model will develop and change over time, particularly when the data we have on our pipelines becomes more up to date and expansive. It will also be appropriate in the near future to change the probability of failure factors to more predictive measures, as opposed to the reactive measure currently included. The decision was taken to wait before making this improvement because use of a consistent model enables easy demonstration of the progress being made within the company.

Following the success of this work a similar approach has also been used by the facilities integrity and land remediation groups to focus their activities.

Conclusions In-house development of a risk-based pipeline prioritisation model was a successful option for TNK-BP because the specialists that developed the model accurately understood the challenges faced and the data available.

A risk-based prioritisation approach is an efficient way to identify the most critical pipelines to provide assurance that they are appropriately protected thereby ensuring pipeline integrity.

Further development of the current model will be appropriate as the nature of the pipeline network changes and the amount of data held electronically increases.

–  –  –

Primary Cementing in Permafrost Conditions — A Process Dean Radojevic, Halliburton; Yelena Shafeyeva, Tyumenniigiprogas Introduction One of the most important operations performed on a new well is the primary cementing job. Its aim is to produce and obtain a hydraulic seal of cement to casing and cement to formation thus eliminating the potential formation of fluid channels and crossflows across various permeable zones. Failure to do so can result in unwanted, expensive workovers that can ultimately lead to lost production.

Primary cementing in cold environment conditions and permanently frozen zones (permafrost) becomes even more of an issue and requires special attention, alignment of priorities, application of proven technologies, and foremost, excellent cooperation among all parties involved in the design and placement of the cementing job.

This paper presents an overview of the team effort exhibited while preplanning, designing, and executing the primary cementing work on 10 wells in the Zapolyarnoe gas condensate field (Russian Arctic) in late 2004.

Discussion In the Zapolyarnoe field, wells are drilled with 295.3-mm and 215.9-mm boreholes. They are subsequently completed with 245-mm conductor casing set at approx 550 m and a slightly deviated (45°) production 168-mm casing set at 1500 m measured depth (MD) (1340 m TVD) thus allowing the production of gas from the Senamon formation.

Traditionally, wells in the area would be drilled and cased, then would be perforated and put on production. The wells would quite often exhibit crossflows and unwanted gas perculation several months later, thus proving that proper zonal isolation had not been achieved.

Well construction (including ultimately the cement hydraulic seal) can be greatly affected by the presence of numerous downhole challenges. Some of the

most significant challenges identified for this specific area are:

Presence of permafrost zone from surface to 450 m. The permafrost section is reported to vary from unconsolidated sands and gravels with ice lenses to some areas of ice-free consolidated rock. A broad definition of permafrost is defined as the formation from surface to a certain depth where the temperature is 0°C or below. Without the application of specialty additives conventional cement systems can freeze and prohibit the development of adequate compressive strength; that would make them unsuitable to serve their purpose. Throughout this interval the most common problem is the possibility of borehole sloughing and caving-in as a result of thawing of the permanent ice during drilling operations. As a secondary effect, original boreholes are also greatly enlarged and washed out, especially in the 0-150 m depth range, thus requiring placement of far greater volumes of cement slurry to provide the necessary formation isolation.

Bottomhole static temperature (BHST) at the shoe of the 245-mm casing is as low as –5°C, thus greatly impacting the compressive strength development of thecement slurry. Bottomhole circulating temperature (BHCT) was estimated to be 0°C.

Presence of weak zones with formation fracture gradient as low as 16.4 KPa/m from 550 – 700 m depth, thus presenting a potential for lost circulation during drilling and cementing operations.

Presence of active aquifers in the interval from 600 – 800 m.

Gas migration potential during the initial setting of the cement slurry for the production casing.

All above factors work synergistically together and they are producing a complex environment for performing cementing operations; therefore, to help develop a properly engineered job design, several meetings among involved parties were conducted well ahead of time with the aim to address challenges, working parameters, and necessary requirements for achieving the ultimate goal of longlasting wellbore isolation. This investigative approach was of utmost significance;

especially since the service company personnel had limited expertise of the work area and associated downhole conditions.

Slurry design is affected by many factors, including brand and kind of cement, well depth, temperature, drilling fluid parameters, desired pumping time, slurry density, fluid-loss control, and strength development. An attempt was made to develop a cementing system that could be used for both casing strings with minimal modifications thus standardizing the delivery process while minimizing the impact caused by logistics involved with working in a remote area.

While preliminarily developing the cement blend a special emphasis was made on using a combination of additives that would act synergistically together to produce slurries that would adequately respond to the many challenges already present in these wells, while keeping the procedure as simple as possible because of the adverse Arctic working conditions.

After analyzing the actual design of the cements used it was observed that most all slurries contained a fairly high percentage of a gypsum cement blend (40% BWOC) which was used primarily to decrease the thickening time, increase viscosity and initiate early strength development. Although it is a logical additive of choice to be used in permafrost conditions to help deal with the low temperature issue, we agreed in our discussions with the technical institute to deviate slightly from this rule and to use a significantly lower amount of gypsum in the design of the lead slurries coming in contact with the permafrost zones.

In our discussions we were of the opinion that a high content of gypsum could potentially cause the set cement to be brittle; therefore, making it prone to cracking due to a lack of flexibility once the wells are put into production and are exposed to various pressure and temperature cycles. We wanted also to eliminate the eventual potential of gypsum dissolution from the cement composition over time during the producing cycle of the well which can be caused as a result of the presence of subsurface active acquifers located below the permafrost zone.

Once the direction to proceed with the slurry design was agreed, simulation modeling was conducted using proprietary software to evaluate and optimize the densities of all components to be pumped during the cement job. Every attempt was made to keep the cement densities as high as possible, thus positively contributing to the development of compressive strength but because of the presence of weak formations with low fracture gradients it was decided to pump

the spacer and slurries respectively with the following densities:

Weighted spacer specially designed to go easily into turbulent flow (WSTF), mixed at 1350 kg/m.3 The WSTF may be used in aqueous or nonaqueous fluids.

–  –  –

While the engineering team was working on job modeling and finalizing the work requirements, the laboratory team was preparing for testing slurries at low temperatures. In that respect, one high-pressure, high-temperature (HPHT) consistometer was retrofitted with a cooling unit, thus allowing testing at –5°C. At the same time, the atmospheric consistometer was modified and a refrigerator was installed in the lab to allow the cubes to be tested after they had been resting in a cool environment. All materials and additives were tested and QA/QC evaluated when received.

Russian-made PST-1-50 (comparable to API Class “C”) high, early-strength cement for low-temperature applications was the product of choice for engineering and designing all slurries.

After extensive testing was performed we were able to obtain slurries for the 245-mm casing designed with as little as 10% gypsum by weight of cement (BWOC) in lead slurries and respectively with only 1% gypsum (BWOC) mixed in the tail cement.

To compensate for the reduced amount of gypsum it was proposed and agreed to use sodium chloride (NaCl) up to 10% by weight of water (BWOW) in the mixing water. The idea behind this addition was to reduce the freezing point of the slurry and water while at the same time accelerating the setting of cement and increasing its final strength. This approach imposed somewhat a logistical challenge since large volumes of sodium chloride would require pre-mixing in the mixing water tank. This difficulty was communicated to the customer and it was ultimately resolved by the drilling contractor who supplied a centrifugal pump, thus allowing the recirculation of the mixing water in the water tank until the sodium chloride was completely dissolved. This operation was undertaken a few hours before the cementing operation and was performed by the drilling and cementing crews working together thus minimizing the need to wait a long time before starting the cementing operation itself.

Large washouts were expected, especially throughout the permafrost zone (during the cementing of the 245-mm casing in particular). To provide efficient mud displacement, the proposed spacer system was designed to achieve a 500-m separation between mud and the cement. This was achieved by pumping 6.4 m3 of water containing a water-wetting surfactant and followed by 4.77 m3 of weighted WSTF mixed at 1350 kg/m3. To prevent the freezing of water as well as to simplify the logistics sodium chloride (10% BWOW) was also added in the mixing water and was therefore part of the WSTF system itself.

To obtain a lead slurry with relatively low densities for the 245-mm casing strings the combination of Gilsonite and Bentonite was used. The main purpose of using such a recipe was to alleviate the anticipated problem associated with potential lost circulation while producing a slurry with a low density at the same time. Gilsonite, being an asphaltite, is a hydrocarbon in a granular form with its particle sizes ranging from 4 to 100-mesh. It not only lowers the slurry weight, but also acts as an effective bridging agent that helps fight potential lost circulation.

Bentonite, on the other hand, was added to the slurry as an extender and for the purpose of increasing slurry viscosity, thus reducing free water, helping prevent settling of cement and separation of the Gilsonite in the slurry.

Slurries for the 168-mm production casing were based on the same designing concept as the slurries developed for the 245-mm casing strings but with the addition of specialty additives required whenever designing blends for production casings. Since determined temperatures were BHST = 27°C and respectively BHCT = 22°C the amount of gypsum in the lead slurry was further reduced to only 8% (BWOC). To enhance initial strength development and develop gel strength, a thixotropic additive was included in both the lead and tail slurries. Slurries were designed at 1470 kg/m3 for the lead and 1800 kg/m3 for the tail. Added to the tail slurry design also were dispersing, fluid-loss and gasmigration additives, thus producing a low fluid-loss slurry of 58cc/30 min and reaching compressive strength values of 8.5 MPa in 24 hours and 13.2 MPa in 48 hours. Since the production 168-mm casings were deviated, all slurries designed were tested for free water under a 45° angle and had to pass the mark of having zero free water after 2 hours.

During the testing phase of all slurries, API standardized procedures2 and recommendations developed for the testing of cement through permafrost layers were followed as closely as possible and within laboratory logistical possibilities.

Cement and additives were refrigerated overnight before testing and ice-cold water was used in the preparation of samples. Conditioning of samples was performed in the atmospheric consistometer that was located outside the laboratory building thus exposing it to the simulation of cold environment. Selected cementing compositions were pumped for 1.5 hours on an atmospheric consistometer before pouring into cube molds for curing. Poured samples were kept in the refrigerator and were ultimately tested for compressive strength development at 4°C within 24 and 48 hours, respectively. For lack of appropriate temperature control the APIrecommended testing at –7°C was omitted.

Since traditionally no caliper logs are available in the area the recommended slurry volume excesses were based predominantly on past area experience. In accordance and in conjunction with the Technical Institute it was decided to plan the jobs with excess volumes as given in Table 1.

Returns of cement to surface were observed and generally varied between 3 and 7 m3. Noteworthy is that every time the overall drilling operation took less time to reach the final casing point the noticed volume of returned cement to surface was significantly greater.

Pipe centralization was also given due attention and as a result a pipe standoff of 70% was recommended and implemented in the field. A combination of bowspring and rigid centralizers for production casings was used to achieve the desired pipe standoff, thus resulting in a more equal distribution of forces exerted by the cement slurry as it flowed up the annulus while minimizing the potential of the slurry following the path of least resistance.

On a model well 550 m deep, the distribution of centralizers for the 245-mm casing and their respective placement can be summarized as given. Subsequently on a model well 1465 m deep, the distribution of centralizers for the 168 mm production casing and their respective placement can be summarized as given.

Because boreholes were greatly enlarged (especially for the 245-mm casings) and since turbulent flow could not be achieved, it was recommended to pump the displacement at low rates thus keeping the movement of fluids in the annulus in the plug-flowing regime. Once there was pressure indication after the top plug was caught the displacement rate was lowered to 0.7 – 0.5 m3/min. We were convinced that this pumping approach would provide a better and more consistant removal of gelled mud from a greatly enlarged annulus.

Production casing strings were displaced at maximum rates of 1.1-1.2 m3/min because there was a pressure limitation to be considered to avoid breaking down the weak formations situated between 550 and 700 m. Figs. 3 and 4 are charts of actual jobs performed on 245- and 168-mm casings respectively.

Conclusions Ten 245-mm conductor and ten 168-mm production casing strings were successfully cemented during the evaluation campaign that took place in late 2004 in Zapolyarnoe gas condensate field (Russian Arctic).

All 10 wells were successfully brought to production and for the evolved time period have not demonstrated crossflows nor have they required workover operations thus proving that the formations isolation is adequate.

Pre-planning and extensive dialogue with all involved parties (Technical Institute, customer and service provider) was of utmost importance in having this project kicked off in the right direction; especially since this was a new work area for the service provider with limited past job data.

Extensive laboratory work was performed in obtaining the desired cement slurries parameters and characteristics. API Standarization Committee recommendations were implemented while testing the slurries. This required laboratory equipment modifications and adaptations for testing in cold environments.

The amount of gypsum loadings in various cement compositions (BWOC) was significantly reduced (from 40 % initially down to 10 % and 8 % respectively) thus producing a more ductile cement capable of better withstanding the production pressure and temperature cycles.

Despite a lower amount of gypsum used, the acceleration of slurries was achieved by using 10% sodium chloride (BWOW) for mixing water. This also helped reduce the freezing point of water and prevent the freezing of the slurry while settling. Although managing large quantities of NaCl in the field was not the easiest task, a centrifugal pump was used to help dissolve the salt in the mixing water.

A combination of Gilsonite and Bentonite was used to produce a low-density lead slurry while at the same time preventing potential losses into the weak zones.On the production 168-mm strings, potential losses were prevented by simulating the jobs ahead of time and lowering the displacement rates to stay below formation fracture pressures.

–  –  –

Introduction OMV Austria Exploration and Production has produced in the Vienna Basin from approx. 240 reservoirs since the 1940’s. The majority of the fields are situated ~30 km northeast of Vienna. Until today around 700 MMbbl of oil and

2.34 Tscf Bscf of gas has been produced. Currently around 850 wells produce ~5.5 MMbbl/a at an average water cut of 90%. Water flooding is successfully ongoing in 19 fields since the first introduction in the 1950’s.

Since mid of the 1980’s OMV actively works on reversing the natural decline in their oil and gas reservoirs. In order to achieve this trend turnaround a big variety of projects and activities have been started and with varying success completed.

On the one hand these are EOR/IOR activities (Steam injection, Polymerand Caustic injection, MEOR, Nitrogen and Methane injection, etc; unfortunately most of them with either limited or negative economic results) on the other hand it is the extensive update of the geological and reservoir database and its resulting studies (3D seismic, 3D geological models, reservoir simulations, etc.). The constant increase of production in the last 20 years is mainly allocated to the later.

At the same time OMV is facing increasing technical problems with its aging equipment. Crucial parts of the production infrastructure are more than 30 years in place (some of it more than 50 years). Economic evaluations show that repair and sometimes even maintenance is no longer justifiable.

Hence a major investment program has been started in the last 2 years which takes care about the aging infrastructure, but at the same time ensures that the production decline can be compensated by increased subsurface activities.

Exploration Beside the continuation of the existing production it is of crucial importance that additional reserves and additional reservoirs adjacent to the existing fields and infrastructure are found and exploited.

Because of this necessity, a series of 3D seismic acquisition campaigns have been initiated and already completed, altogether ~1500 km2 since 1993. More 3D seismic coverage is already under way.

The drilling results based on the 3D seismic are extraordinary successful. In

the timeframe from 1996 to 2005 the following drilling results could be achieved:

68 exploration wells 54 successful (79%) 34 appraisal wells 29 successful (85%)

Especially the year 2005 was unbeaten:

All 9 exploration and appraisal wells found economic quantities of hydrocarbons. 2 deep wells (4000m+) encountered significant additional gas reserves, which OMV will enable to increase production by 25% until 2010.

Due to these exceptional good results even further increased drilling activities are scheduled to take place. Some of those exploration wells are planned to be drilled down to more than 5500m.

Production drilling Production drilling forms an integrated part of our work in this mature environment. Since mid of 1990’s the number of production wells drilled increased significantly. From 1996 to 2005 65 production wells have been drilled of which 59 were economically successful (91%).

From 2007 onwards around 10 to 12 additional production wells per year are planned to be drilled into already existing reservoirs (outside of the already planned exploration, appraisal and production wells).

The general idea concerning drilling can be defined as such:

Production wells and side tracking (together with the “normal” Production optimization) shall secure a ZERO decline in the existing fields.

Exploration wells shall bring additional reserves and production volumes, which enable overall production growth.

Well optimization Only two projects shall briefly be mentioned in this paper on behalf of all the other projects and activities concerning the well optimization. These projects are important to OMV both because of their size as well as the impact on the daily operations.

Change of artificial lift system Already in 2001 a study concerning the specific production costs of sucker rod pumps (SRP) as compared to continuous gas lift (CGL) and intermittent gas lift (IGL) has been conducted.

OMV’s specific production costs are: 1.3 Euro/m3 for CGL

2.5 Euro/m3 for SRP

5.8 Euro/m3 for IGL Additionally the results of a thesis were incorporated which studied the inflow -outflow performance of wells in relation to the flow line backpressure. The study could verify that SRP reach an additional production of ~25% as compared to the IGL under the same constraints.

A pilot project was started in Pirawarth where 8 wells were converted from IGL to SRP. The pilot test underpinned the theoretical calculations and showed additional production of up to 30%.

Hence the decision was made to start the conversion of 70 IGL wells to SRP or to positive cavity pumps depending on the production parameters (sand, production rate...).

The project budget is 9 mio. Euro and the scheduled project end in 2008.

Oil well automation (OWA) At the time being OMV Austria operates around 550 SRP in their oilfields.

These produce more than 2/3 of the overall Austrian production.

At the start of the project, from the 550 SRP wells 305 were extracted where automation was economically meaningful as compared to their average daily production rate and their remaining “life time”. The next step was an evaluation of concepts how the measured data can be transmitted and how those data can be integrated into the existing production control system.

Following parameters are controlled, gathered and automatically transmitted

to the control system:

Leakage of stuffing box Well head pressure Fluid level in the well head basement Data of the electric motor The central region of the field has an east-west extension of 17 km and a north south extension of 14 km. 2 additional satellite fields are approx. 20 km outside of the central region. Combined with the high number of wells the right transmitting method is of utmost importance. Main factors for the evaluation are availability and the capability of extension for more wells or additional well types.

Two side effects considered are the technical standardization of the transmitting system and long term costs due to tariffs and maintenance.

The decision was made to use a Wire Less Local Area Network (WLAN).

Taken the size of the area and the number of transmitters OMV operates one of the biggest outdoor WLAN systems in Europe.

As of today the project is completed but pilot studies concerning project extension to water injection wells, gas wells and ESP wells are ongoing.

Infrastructure As already mentioned at the very beginning of the paper the existing production infrastructure is a vital part in the overall system. Due to its age and due to technical innovations the current infrastructure and equipment is not in a condition to guarantee a safe and cost efficient production in the years to come.

Hence it is necessary to renew, rebuild and upgrade the infrastructure, including a significant “decomplexing” of the whole infrastructure.

Three main projects are currently under way to tackle these issues:

Tank farm NEW, Matzen NEW, Water treatment NEW Tank farm NEW Currently the new OMV tank farm in Auersthal is under construction. The new infrastructure is built inside of the existing area of the old tank farm while the old one remains fully operational. Additionally a new gathering station, adjacent to the new tank farm is under construction.

The decision to build the new tank farm exactly at the same place has been made because of legal and local circumstances. Additionally a number of synergies with the nearby gas compression facilities can be utilized (reduction of pipeline, use of process heat from the compression turbines…). The technical concept of the tank farm as well as the gathering station leaves additional room for simplification and decomplexing (e.g. number of tanks reduced by 50%). Also both stations can use common infrastructure including electrical and mechanical systems (control system, pumps, pipelines, etc.).

The project budget is 37 mio Euro and the scheduled project end is 2009.

Matzen NEW The project Matzen NEW has got management approval and is currently in the detail engineering phase.

In this project 12 existing gas oil separation plants (GOSP) will be centralized in one new GOSP. Additionally the main trunk line system interconnecting the GOSPs and the tank farm, the gas compression facilities and the water treatment plant will be renewed and optimized. Figures present graphically the dramatic change in the oil gathering system.

The then “old” GOSPs will be reduced to Metering Stations (LOMST).

In an extensive pre evaluation phase various scenarios have been evaluated (reduction of the number of GOSPs by 50%, new GOSP including multiphase pumps to reduce backpressure in the “old” GOSPs, 2 phase separation only with additional separation capacity in the tank farm, etc.). At the end economic reasons (minimizing staff and future maintenance costs) and the new EU regulations concerning technical standards proved the presented scenario as the best alternative.

The most important decision was the geographical location of the new GOSP. Many parameters like backpressure, slugging, availability of land, communities, existing trunk line und pipeline system, current and future production scenarios, etc. were considered in order to find the optimal place.

With the start up of the Matzen NEW a significant “decomplexing” of the whole production facilities will be achieved. Hand in hand the maintenance cost as well as the personnel cost will be significantly reduced. This is especially important in the light of the OMV strategy to increase production further and to continue production in the domestic fields for another 25 to 30 years at least (depending on oil and gas prices).

Currently the project is in the detail engineering phase, which will be a look alike to the Tank Farm NEW design in order to utilize also synergies within these two projects (Minimizing of engineering due to duplication, minimizing spare parts, utilizing same contractors, etc.).

The project budget is 67 mio. Euro and the scheduled project end is 2009.

Water treatment NEW The currently existing water treatment plant was designed and constructed in the 1960’s. The water treatment still works in an open environment and hence holds all the problems connected with the oxygen enrichment of the produced water (bacteria’s, sludge, etc.) The treatment concept has been changed in the last 10 years to the system of a biological purification plant, therefore the water quality could be significantly increased and the amount of bactericide could be reduced.

Nevertheless the open layout of a treatment plant does no longer represent state of the art in relation to many rules and regulations. Additionally high maintenance and personnel costs make this kind of water treatment suboptimal.

Therefore projects are under way to evaluate the best way to renew the water treatment plant and the whole water treatment philosophy. R&D projects together with thesis from universities shall extract the best way forward which shall combine both best technical results together with optimized economics.

Conclusion In total OMV Austria Exploration and Production will invest over the next 5 years around 150 million Euros in revitalizing the Austrian OMV oilfields. Central theme for all those projects is the increase of production and the reduction of operating expenses.

In the 2010 OMV will then have a fully automated oilfield, operated from a central dispatching room, which will produce safely, efficiently, cost effective and environmentally friendly.

–  –  –

Introduction The involvement of the Well Engineer (WE) competency from the earliest phases of exploration is reaping economic benefit for MCPs at Chevron. This early involvement insures the maturing well system design maintains the flexibility to accommodate design-base change that often occurs as the subsurface picture

evolves over project time. This early WE involvement enables:

Proper alignment and the rigorous application of well engineering risk assessment processes for MCPs.

Balanced functional objectives in conceptual field development plans.

Proper alignment of management expectations, setting of project objectives, and benchmarking for well engineering activities.

Appropriate management of well design changes and execution team handoffs.

The schematic shows the increased value derived from Good Project Definition in the early project-planning phase (red and yellow shading). When good project definition is achieved in the early phases, there can still be relatively high value creation even if the project is poorly executed (see blue shaded area).

This important learning, (i.e., poorly executed) projects can generate significantly more value than superbly executed projects that have been poorly framed, has been identified by a widely used third party industry benchmarking consultancy, as a MCP execution improvement opportunity.

For example, rock strength and stress values are influenced by the rock physics components of the MEM. That is rock physical properties that include Young’s modulus and bulk modulus must be consistent with the corresponding rock strength and stress. Figure 3 displays rock physics impact on formation strength and elastic moduli according to porosity at a single depth. As porosity decreases, the corresponding rock stiffness and strength increases. When rock formation layer or bed stiffness is known, and the distribution of these layers is known throughout the MEM volume, the corresponding stress distribution through this volume can be reliably estimated using numerical techniques. Below it will be shown that in Tectonically active areas the stiffer formation beds are propagating relatively higher in-situ stress across the geological structure.

Beginning in the early 1990’s, Chevron initiated the strategy of developing;

mechanical; earth; models; from; acoustics dominated data volumes. The business driver was to link the geological and geophysical disciplines involved with prospect exploration and development with the engineering disciplines involved in well systems design. This strategy has culminated in Chevron’s capability to the Mechanical Earth Model (MEM) from the reservoir to surface, linking earth physical; properties, (i.e., rheology), to the geology, seismic geophysics and in-situ stress character of the entire geologic section MEMs are now being created during early project stages, to ; provide a phased approach to asses well systems design risk.

Formation strength and in-situ stress are the key components of the MEM critical to well engineering design. Figures show rock stress and strength values (yellow shading) that are estimated and must agree with the calibration entities shown to the left. The calibration process creates a consistent set of earth properties that define rock strength and stress. Agreement must be achieved between the rock physics or stiffness, the geological model (lithology and structural style), drilling performance (pore pressure, rock strength, near wellbore stress), production and reservoir engineering attributes (stress measurements from hydraulic fracturing, compaction with depletion) and core measurements.

Figures show the MEM central to some key technical applications involved in oil and gas asset development. The central graphic shows dynamic Poisson’s ratio extracted from the 3D seismic based MEM. This Geologic Object CAD (GOCAD) rendition of Poisson’s ratio is one of several MEM attributes that are used to design a well plan anywhere in the data volume, (others include compressive strength, and dynamic and static elastic moduli).

Shear wave velocity and the elastic moduli Equations show the relationship between P (primary wave) and S (shear) wave velocity and bulk density to the shear (G) and bulk moduli (K). Figures 5 and 6 show P and S wave propagation schematics for a porous media along with the elastic moduli link. P waves find particle motion in the direction of wave propagation, while S waves cause particle motion normal to the wave propagation direction. Shear wave velocity is usually the missing parameter needed to determine the dynamic elastic moduli. Even when the measurement has been made, it often is available over a limited interval in a very few wells.

Consequently, a key technical focus at Chevron was to create a reliable shear wave velocity estimation tool set.

P and S wave velocities are related to rock stiffness by V 2 = K 4 + G p 3 (1) V 2 = G s (2)

where:

- Bulk density Vp - Compressional wave velocity K - Bulk modulus G - Shear modulus V5 - Shear wave velocity Since the Chevron shear prediction technology is considered proprietary, the detailed algorithm will not be presented. However, several examples that show shear velocity prediction results are summarized below. In addition, if shear wave velocity has been obtained from other means, such as four-component seismic surveys, the earth volume can be readily populated with the dynamic moduli described above. However, the user must still solve the technical issue of converting the dynamic elastic moduli data into the static (large strain) equivalent necessary for numerical modeling purposes. Again, this dynamic-to-static moduli conversion process is proprietary Chevron technology, therefore only field examples will be shown. Still, there are published relationships in the literature that can be used to estimate the static moduli equivalents. For a brief introduction to static and dynamic moduli, refer to Gueguen and Palciauskas’ rock physics textbook cited in the references.

Shear wave velocity estimation examples Possibly the most complex mix of lithologies currently exploited by Chevron is in the Cretaceous Pinda Formation offshore Angola. Figures show the concession area and major oil fields offshore.

It shows the lithologic complexity of the Pinda. Reservoir sands are very clean fine- to-medium grained friable sandstones. However, bounding bed lithology is dominated by a varying mix of dolostone, limestone, and some shale.

The interpreted lithology in this figure comes from an error minimization technique that adjusts lithology by matching theoretical logging tool response with the openhole logs.

Figures compare the predicted formation shear wave travel time to the openhole measured value in track 3. The blue trace is compressional travel time scaled 40 – 240 sec/ft. The yellow trace is measured shear wave travel time and the red trace is predicted shear wave travel time both scaled to 40 – 240 sec/ft. The agreement between predicted and measured values is considered good, lending confidence that when lithology and compressional wave velocity data is available, a reliable shear wave velocity can be predicted. This capability makes the creation of dynamic elastic moduli characterization using seismic data volumes possible.

One shows another example of predicted vs. measured shear wave travel time, For this Gorgon Field example, located offshore on the northwest shelf of Australia, the lithologic section is less complex, consisting of predominately sand and shale layers.

They show predicted shear wave travel time in yellow and the measured shear in red. Agreement between predicted and log measured shear is good, although the shear wave processing for this well took a considerable amount of time. Shear data was not available until after borehole stability predictions had been made because of the front-end engineering needs for this MCP.

Consequently, the predicted shear data was used for hole stability prediction work.

Tracks show predicted borehole breakdown pressure gradient compared to the borehole breakdown gradient trend developed from leak- off test (LOT) data available for the area. The breakdown predictions match very well in the shale section where the LOT derived breakdown gradient is valid. However, formation breakdown in the sand intervals is most likely, highlighting the need to maintain a high quality filter cake that is known to reduce the risk of losses. The ability to create an accurate shear wave velocity profile proved valuable for this capitalintensive project.

P wave velocity from seismic data volumes Compressional wave slowness from openhole logs provides the ground-truth for petrophysicist and log-based well planners. The measurements made are at relatively high frequency compared to seismic sources, 20,000 Hz vs. 8 - 50 Hz.

Figure 12 illustrates conventional openhole compressional wave travel time filtered by frequency, a useful format to gain insight in understanding why bed resolution is compromised when using seismic data sets for P wave velocity profiles. Figure 13 shows the impact to the seismic derived P wave travel time profile for the logged interval described above. In this case, some thinner formation layers are not resolved due to losing the greater than 50 Hz frequency content. However, there is still very good agreement between the log-based and seismic-based P wave velocity profiles. Figure 14 shows this direct comparison.

Figures compare log based P wave travel time (sonic log) to P wave travel time from seismic data. The agreement is quite good, even with the loss of greater than 50 Hz content. Putting it all together: P wave and lithology from seismic data and S wave estimation.

Now that P wave velocities have been characterized from the seismic data volume, the corresponding lithology values are needed to forecast shear wave velocity so the dynamic elastic moduli can be defined. The lithology derivation process used by Chevron is proprietary and will not be detailed. However, there is off-the -shelf lithology from seismic processing providers readily available to the INDUSTRY.

An example of Chevron’s capability to characterize lithology for well engineering applications is shown in Figures. The agreement between seismicderived shear and lithology extracted from the seismic velocity volume versus same from openhole logs is very good. Note lithologies are characterized as either 100% sandstone, limestone, or shale.

After the dynamic elastic moduli have been characterized throughout the earth volume, i.e. overburden, using seismic techniques discussed above or other means such as stratigraphic extrapolation, the static elastic properties must be determined before numerical modeling techniques can be used to determine stress distribution across the field.

Characterizing the static elastic moduli Figures illustrate the use of static Young’s modulus to characterize stress magnitude and the degree of anisotropy in a deeply buried clastic section in Saudi Arabia. The logged section comes from the PreKhuff gas reservoir.

However, a brief discussion on the rock mechanics of hole failure is first necessary.

This collaborative project between Saudi Aramco and Chevron found that formation layer stress could be reliably estimated with open hole logs when calibrated to extensive core and hydraulic fracture data. Chevron technologist used Aramco’s well-constrained MEM to test confirmation of proprietary dynamic to static elastic moduli estimation technique Rock mechanics of hole failure Boreholes drilled during exploration and development must accommodate the formation stress that builds up at the borehole wall. The magnitude of these stresses depends on the pre-drill algorithms used for in-situ stress field and trajectory of the well. When mud weight exceeds the borehole stress magnitude at the hole wall, the well fractures and looses mud to the formation from tensile failure. Conversely, borehole failure in compression occurs when formation strength cannot sustain the low mud weight used during drilling. This failure type often causes hole enlargement and both stress magnitude and formation strength must be known to predict it in advance. Consequently, formation strength and insitu stress magnitude and orientation are the key components of a robust MEM for well systems design mapping. Log track shows measured (red trace) and predicted (black trace) shear wave travel time. The agreement is considered good for this uncalibrated “blind” test. Tracks plot static Young’s modulus (Es) from the fully calibrated Aramco geomechanical earth model (red trace) and the Chevron static E estimates (black trace). The scale is 0 – 10E6 psi. The exceptionally close agreement between measured and predicted E lends confidence in the static Es from dynamic Ed estimation capability. This has help support Chevron’s investment to build the numerical modeling capability for stress mapping in the overburden, necessary for the mechanical earth modelers to reliably characterize stress magnitude and the degree of anisotropy over the geologic section.

Figures show borehole breakout from expanded scale image log data on the far right to occur only in the stiffer, stronger intervals. The less stiff, softer reservoir sand intervals do not exhibit breakout. The open hole logs indicate the softer, less stiff hole section to be gauge. Furthermore, hydraulic fracture closure stress measurements made in the stiff and less stiff intervals, finds minimum stress to be in the 0.71 psi versus 0.83 psi/ft range. This indicates the stiffer stronger formation layers are the load bearing members of the geologic section. The less stiff weaker intervals are not carrying the high stress the stronger rock is able to support. Consequently, one should not assume the best quality reservoir sand; also the weakest in this case, will have to contend with the high stress field magnitudes in the stiffer layers.

Now that we have all the mechanical earth properties necessary to predict rock strength and stress, consistent with formation elastic moduli throughout the geologic section, we can, for example, forecast hole stability for casing design.

However, a brief discussion on the rock mechanics of hole failure Rock mechanics of hole failure Boreholes drilled during exploration and development must accommodate the formation stress that builds up at the borehole wall. The magnitude of these stresses depends on the pre-drill in situ stress field and trajectory of the well. When mud weight exceeds the borehole stress magnitude at the hole wall, the well fractures and looses mud to the formation from tensile failure. Conversely, borehole failure in compression occurs when formation strength cannot sustain the low mud weight used during drilling. This failure type often causes hole enlargement and both stress magnitude and formation strength must be known to predict it in advance. This is why formation strength and in situ stress magnitude and orientation are the key components of a robust MEM for well systems design.

Hole stability forecast for an extended reach well A detailed MEM was created for a Chevron operated field in the North Sea.

The material properties available for well design purposes in this MEM data volume includes pore pressure, lithology and compression wave velocity as indicated. The planned ERD well is shown in pink. This 13,000 ft TVD well would have a measured depth of over 25,000 ft. It shows the rock property extraction performed along the proposed well path.

The stable drilling mud weight window forecast along this well path compared to actual drilling performance is displayed in Figure 21. Even though the lithology estimate from the MEM has low resolution compared to log based estimates, the formation strength and stress profile gleaned along the well path were sufficient to create an accurate estimate of borehole fracture and borehole collapse pressure gradient, i.e., the stability window.

It’s seen borehole breakdown or fracture gradient as solid black trace, borehole collapse gradient as dashed black trace, hole deviation in red, leak off pressure gradient data points at casing seats and mud weight used to drill the well in yellow, all scaled 8 – 18 ppg (pounds per gallon). Using the MEM to perform hole stability forecasts saved many weeks of well planning labor. The caveat to this is that building the MEM took several months. Some of this time was caused by work process inefficiency, and several research hurdles had to be overcome to ensure accuracy, but now the tools and work processes have been developed. The work process has been shortened to roughly 25% of the original time.

Conclusions The capability to build a reliable Mechanical Earth Model (MEM) from the seismic dominated data volumes used by Explorationists, enables Well Engineers to accommodate the uncertainty of the subsurface picture into the well systems design.

The multi-disciplined skill sets necessary to optimize asset development planning can be linked during the MEM creation process.

There is great a opportunity to grow MEM technical applications in the Field Management Team environment.

Major challenge to MEM creation requires extensive work in the overburden.

Challenges remain in characterizing rock properties in the overburden, especially azimuthal anisotropy recognition and mitigation.

–  –  –

Общий реферат (денотатный граф показан на рис. 1).

ТНК-ВР планирует инвестировать значительный объем средств для обеспечения целостности сети трубопроводов в течение будущих 5 лет.

При наличии крупной сети сложно определить, с чего начать. Для этого была создана модель рисков на основе данных по трубопроводам с целью приоритезации трубопроводов в соответствии с вероятностью их отказа и серьезностью последствий в результате отказа.

Модель учитывает факторы вероятности и факторы последствий, а именно риски по трубопроводу и последствия отказа с целью определения критичности трубопровода.

Модель будет обновляться в случае изменения характера системы трубопроводов и объема данных.

Специализированный реферат для специалистов НГП (денотатный граф показан на рис. 2).

ТНК-ВР планирует инвестировать значительный объем средств для обеспечения целостности сети трубопроводов в течение будущих 5 лет.

При наличии крупной сети сложно определить, с чего начать. Для этого была создана модель рисков с целью приоритезации трубопроводов в соответствии с вероятностью их отказа. Такое ранжирование помогло определить участки для замены, инспекции, контроля коррозии или ингибирования. Модель учитывает риски по трубопроводу и последствия отказа с целью определения критичности трубопровода.

Модель применяется в качестве инструмента для оперативной сортировки тысяч трубопроводов для облегчения работы специалистов и эффективного использования времени.

В модель включены факторы вероятности и факторы последствий.

Модель будет обновляться в случае изменения характера системы трубопроводов и объема данных. В будущем будут заменены факторы вероятности отказа, основанные на реагировании, на показатели, основанные на прогнозе.

Специализированный реферат для специалистов РНГМ (денотатный граф показан на рис. 3).

ТНК-ВР планирует инвестировать значительный объем средств для обеспечения целостности сети трубопроводов в течение будущих 5 лет.

При наличии крупной сети сложно определить, с чего начать. Для этого была создана модель рисков с целью приоритезации трубопроводов в соответствии с вероятностью их отказа и серьезностью последствий в результате отказа.

Модель учитывает риски по трубопроводу и последствия отказа с целью определения критичности трубопровода. Для успеха модели необходим специалист, обладающий детальными знаниями о месторождении, для обеспечения адекватности принимаемых решений.

В модель включены факторы вероятности и факторы последствий.

Факторам присвоены баллы, сумма которых используется для расчета вероятности или последствий отказа в соответствии с уравнениями.

Модель будет обновляться в случае изменения характера системы трубопроводов и объема данных.

–  –  –

Общий реферат (денотатный граф показан на рис. 4).

При стремлении к достижению результата и правильном применении проверенных технологий первичное цементирование в условиях вечной мерзлоты позволяет достичь высокого качества цементирования скважин на длительный период, получить хорошую гидравлическую изоляцию между цементом и обсадной колонной и цементом и породой, исключая излишние ремонты, закрытие скважины или потери добычи.

Установление хороших связей с проектным институтом и эксплуатационниками до разработки проекта цементажа помогает выявить все факторы, от которых будет зависеть результат цементирования и производительность скважины.

Сложное первичное цементирование в условиях низких температур требует особого внимания, четкого определения очерёдности, использования проверенных технологий и тесного сотрудничества между всеми участниками разработки и произведения цементировочных работ.

Специализированный реферат для специалистов ГНГ (денотатный граф показан на рис. 5).

Первичное цементирование в условиях низких температур и вечной мерзлоты представляет собой особую сложность, требующую правильное применение проверенных технологий для достижения высокого качества цементирования скважины и ее гидроизоляции.

В зоне вечной мерзлоты на конструкцию скважины и ее гидравлическую изоляцию могут оказывать сильное воздействие такие скважинные условия, как большая глубина, низкая температура на забое, наличие слабых зон с низким градиентом ГРП, наличие активного водоносного горизонта и возможность миграции газа.

Так была предпринята попытка создания нового рецепта буфера и цементного раствора с особыми плотностями с целью снижения риска потери циркуляции и позитивного влияния на развитие прочности цементажа. Было проведено моделирование с использованием программного обеспечения OPTICEM для оценки и оптимизации плотности всех закачиваемых компонентов во время цементажа.

Специализированный реферат для специалистов БНГС (Лаб) (денотатный граф показан на рис. 6).

Первичное цементирование в условиях низких температур и вечной мерзлоты представляет собой особую сложность, требующую правильное применение проверенных технологий для достижения высокого качества цементирования скважины и ее гидроизоляции.

На конструкцию скважины и ее гидравлическую изоляцию могут оказывать сильное воздействие многие скважинные условия, которые могут усложнить цементировочные работы.

Так была предпринята попытка создания нового рецепта буфера и цементного раствора с особыми плотностями с целью снижения риска потери циркуляции и позитивного влияния на развитие прочности цементажа.

Особое внимание было уделено использованию комбинации добавок с целью создания «простого» раствора, устойчивого к воздействию климатических условий.

Анализ имеющихся рецептов показал высокое содержание смеси гипсоцемента, используемого для ускорения загустения, повышения вязкости и быстрого набора прочности. Было решено сократить его количество с добавлением в воду затворения хлорида натрия (NaCl).

Проведенные испытания растворов доказали, что выбранный рецепт повышает нагрузку на систему снабжения, снижает температуру замерзания раствора и повышает схватывание цемента и его конечную прочность.

Специализированный реферат для специалистов БНГС (денотатный граф показан на рис. 7).

Первичное цементирование в условиях низких температур и вечной мерзлоты представляет собой особую сложность, требующую правильное применение проверенных технологий для достижения высокого качества цементирования скважины и ее гидроизоляции.

На конструкцию скважины и ее гидравлическую изоляцию могут оказывать сильное воздействие многие скважинные условия, которые могут усложнить цементировочные работы.

Так была предпринята попытка создания нового рецепта буфера и цементного раствора с особыми плотностями. Была использована смесь гильсонита и бентонита. Гильсонит действует как связующий агент для предотвращения возможной потери циркуляции. Бентонит представляет собой расширитель для повышения вязкости и снижения количества свободной воды с целью предотвращения осаждения цемента и возможных потерь раствора в слабых зонах.

Проведенные испытания растворов доказали, что выбранный рецепт повышает нагрузку на систему снабжения, снижает температуру замерзания раствора и повышает схватывание цемента и его конечную прочность.

–  –  –

Статья №4 «Восстановление нефтяных месторождений в Австрии»

Общий реферат (денотатный граф показан на рис. 8).

С целью обеспечения долгосрочной рентабельности австрийских месторождений реализуется несколько проектов. Одним из направлений является бурение разведочных скважин рядом для создания дополнительных резервов. Ведется бурение добывающих скважин, что помогает свести к минимуму естественное истощение зрелых горизонтов. Оптимизация добычи нефти играет решающую роль в стабилизации производства.

Действующая инфраструктура является важным фактором для зрелых месторождений. При растущих затратах на ремонт и сбоях в работе обновление оборудования становится неизбежным. Так, в стадии реализации находится три крупных проекта: новая инфраструктура на месторождении Матцен, новая нефтебаза и новые водоочистные сооружения.

Эти проекты имеют целью значительно снизить стоимость технического обслуживания и ремонта и сэкономить трудовые ресурсы, одновременно повысив надежность и ремонтопригодность оборудования.

Специализированный реферат для специалистов РНГМ (денотатный граф показан на рис. 9).

С целью обеспечения долгосрочной рентабельности австрийских месторождений реализуется несколько проектов. Так, в стадии реализации находится три крупных проекта: новая инфраструктура на месторождении Матцен, новая нефтебаза и новые водоочистные сооружения.

Компании активно работают над предотвращением естественного истощения месторождений. Речь идет о вторичных методах добычи нефти/методах повышения нефтеотдачи. Была проведена работа по обновлению геологической базы данных и базы данных о месторождениях.

Действующая инфраструктура является важным фактором для зрелых месторождений. Имеющаяся инфраструктура и оборудование не в состоянии гарантировать безопасную и рентабельную добычу в будущем. Поэтому необходимо обновлять, перестраивать и модернизировать инфраструктуру.

Проект по созданию новой инфраструктуры на месторождении Матцен ставит своей целью «упростить» производственный комплекс, сократить эксплуатационные расходы и затраты на персонал.

Все проекты имеют целью значительно снизить стоимость технического обслуживания и ремонта и сэкономить трудовые ресурсы, одновременно повысив надежность и ремонтопригодность оборудования.

Специализированный реферат для специалистов МОН (денотатный граф показан на рис. 10).

С целью обеспечения долгосрочной рентабельности австрийских месторождений реализуется несколько проектов. Так, в стадии реализации находится три крупных проекта: новая инфраструктура на месторождении Матцен, новая нефтебаза и новые водоочистные сооружения.

Компании активно работают над предотвращением естественного истощения месторождений. В то же время возникает серьезная проблема стареющего оборудования, ремонт и даже техобслуживание уже не оправдывают себя. Так, реализуется крупная инвестиционная программа, направленная на обновление такого оборудования и отвечающая за то, чтобы падение добычи компенсировалось увеличением подземных работ.

Действующая инфраструктура также является важным фактором для зрелых месторождений. На месторождении Матцен «старые»

газонефтесепарационные установки станут замерными установками. Рядом будут установлены новые, учитывая экономические данные и принимая во внимание другие параметры как обратное давление, наличие магистральной линии нефтепровода и трубопроводной сети, настоящие и будущие производственные сценарии и т.д.

Эти проекты имеют целью значительно снизить стоимость технического обслуживания и ремонта и сэкономить трудовые ресурсы, одновременно повысив надежность и ремонтопригодность оборудования.

Специализированный реферат для специалистов ГНГ (денотатный граф показан на рис. 11).

С целью обеспечения долгосрочной рентабельности австрийских месторождений в настоящее время реализуется и разрабатывается несколько проектов.

Компании активно работают над предотвращением естественного истощения нефтяных и газовых месторождений. Речь идет о вторичных методах добычи нефти/методах повышения нефтеотдачи. Была также проведена работа по обновлению геологической базы данных и базы данных о месторождениях. Были проведены соответствующие исследования, как трехразмерные сейсмические и геологические модели, а также пластовое моделирование, что позволяет достичь устойчивого роста добычи в течение последних 20 лет.

На настоящий момент в стадии реализации находится три крупных проекта: новая инфраструктура на месторождении Матцен, новая нефтебаза и новые водоочистные сооружения.

Эти проекты имеют целью значительно снизить стоимость технического обслуживания и ремонта и сэкономить трудовые ресурсы, одновременно повысив надежность и ремонтопригодность оборудования.

Специализированный реферат для специалистов НГП (денотатный граф показан на рис. 12).

С целью обеспечения долгосрочной рентабельности австрийских месторождений реализуется несколько проектов. Так, в стадии реализации находится три крупных проекта: новая инфраструктура на месторождении Матцен, новая нефтебаза и новые водоочистные сооружения.

Действующая инфраструктура является важным фактором для зрелых месторождений. Проект инфраструктуры на месторождении Матцен предусматривает централизацию имеющихся газонефтесепарационных установок в одной. Кроме этого, проходит оптимизация и обновление системы главного магистрального трубопровода, установки компримирования газа и водоочистные сооружения.

Подобный подход используется при создании новой нефтебазы, новая инфраструктура которой строится на территории старой, которая продолжает работать на полную мощность. Такое решение дает свои преимущества, а именно сокращение трубопровода, использование технологического тепла и т.д. Выбранная техническая концепция значительно упрощает инфраструктуру, что дает возможность использовать общую инфраструктуру, включая электрические и механические системы (системы управления, насосы, трубопроводы).

Эти проекты имеют целью значительно снизить стоимость технического обслуживания и ремонта и сэкономить трудовые ресурсы, одновременно повысив надежность и ремонтопригодность оборудования.

Специализированный реферат для специалистов БНГС (денотатный граф показан на рис. 13).

С целью обеспечения долгосрочной рентабельности австрийских месторождений реализуется несколько проектов. Так, в стадии реализации находится три крупных проекта: новая инфраструктура на месторождении Матцен, новая нефтебаза и новые водоочистные сооружения.

На зрелых месторождениях неотъемлемую часть работы составляет промышленное бурение. Поэтому в рамках разрабатываемых проектов планируется пробуривать дополнительные эксплуатационные скважины на уже разрабатываемых месторождениях (помимо уже запланированных разведочных, оценочных и эксплуатационных скважин).

Такая концепция бурения эксплуатационных скважин и забуривание новых стволов позволяет достичь нулевого истощения имеющихся месторождений и обеспечить дополнительные резервы и объемы добычи, что ведет к общему росту производства.

Эти проекты имеют целью значительно снизить стоимость технического обслуживания и ремонта и сэкономить трудовые ресурсы, одновременно повысив надежность и ремонтопригодность оборудования.

–  –  –

Статья №5 «Участие инженеров-проектировщиков при проведении геологоразведочных исследований: роль моделирования механики земного тела на ранних этапах геологоразведочных работ»

Общий реферат (денотатный граф показан на рис. 14).

Рассмотрение плана разработки месторождения позволяет уменьшить риск неиспользованных будущих возможностей, обусловленных проектными ограничениями конструкций скважинных систем. Недостаточный предварительный анализ конструкции скважин приводит к недооценке отдачи месторождения и уменьшению перспективности.

Умение охарактеризовать механические характеристики породы, используя стандартные данные по сейсмике или по каротажу, позволяет проектировщикам скважин объединить требования геологов и инженеров по строительству скважин. Точная оценка позволяет группе разработки месторождения оптимизировать проект скважинной системы.

Такое участие инженеров на ранних этапах разработки объекта гарантирует, что разработанная конструкция скважинной системы будет обладать гибкостью, учитывая изменения пластовых условий добычи в течение периода эксплуатации скважины.

Специализированный реферат для специалистов ГНГ (+ФП физика пласта) (денотатный граф показан на рис. 15).

Рассмотрение плана разработки месторождения позволяет уменьшить риск неиспользованных будущих возможностей, обусловленных проектными ограничениями конструкций скважинных систем.

Необходимость интеграции геологии и геофизики привела к стратегии механических моделей земного тела с помощью акустических данных, включая данные геологии, сейсмической геофизики и пластовых напряжений. МЗЗ создается на ранних этапах проекта с целью осуществления поэтапного подхода при оценке проектного риска скважинных систем.

Наиболее трудная задача при построении ММЗ заключается в необходимости проведения значительной работы по моделированию пластов перекрывающих пород.

Такое участие инженеров на ранних этапах разработки объекта гарантирует, что разработанная конструкция скважинной системы будет обладать гибкостью, учитывая изменения пластовых условий добычи в течение периода эксплуатации скважины.

Специализированный реферат для специалистов РНГМ (проектировщик) (денотатный граф показан на рис. 16).

Рассмотрение плана разработки месторождения позволяет уменьшить риск неиспользованных будущих возможностей, обусловленных проектными ограничениями конструкций скважинных систем.

Необходимость интеграции геологии и геофизики привела к стратегии механических моделей земного тела с помощью акустических данных.

Способность построения надежной МЗЗ по сейсмическим массивам данных позволяет инженерам-проектировщикам скважин учесть возможные неопределенности подземного разреза при разработке конструкции скважины.

Твердость породы и напряжение в пластовых условиях являются ключевыми компонентами ММЗ и наиболее важными при проектировании конструкции скважины. Полученные механические свойства помогают предсказать устойчивость ствола при проектировании обсадной колонны.

Такое участие инженеров на ранних этапах разработки объекта гарантирует, что разработанная конструкция скважинной системы будет обладать гибкостью, учитывая изменения пластовых условий добычи в течение периода эксплуатации скважины.

Специализированный реферат для специалистов БНГС (денотатный граф показан на рис. 17).

Рассмотрение плана разработки месторождения позволяет уменьшить риск неиспользованных будущих возможностей, обусловленных проектными ограничениями конструкций скважинных систем.

Необходимость интеграции геологии и геофизики привела к стратегии механических моделей земного тела с помощью акустических данных.

Твердость породы и напряжение в пластовых условиях являются ключевыми компонентами надежной ММЗ. Тем самым скважины, пробуренные во время проведения разведочных работ и разработки, должны быть способны противостоять напряжению со стороны пласта. Величина таких нагрузок зависит от поля пластовых напряжений до начала бурения и траектории бурения скважины. Информация о величине напряжения и твердости породы должна быть известна до начала бурения во избежание разрыва скважины при бурении.

Такое участие инженеров на ранних этапах разработки объекта гарантирует, что разработанная конструкция скважинной системы будет обладать гибкостью, учитывая изменения пластовых условий добычи в течение периода эксплуатации скважины.

–  –  –

Описание предметной области по общему реферату. Статья №1 reference = [ {'parent': u'концепция', 'verb': u'рассматривать', 'child': u'скважина'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'быть', 'child': u'умная'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'применять', 'child': u'добыча'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'применять', 'child': u'эксплуатация'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'применять', 'child': u'мониторинг'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'применять', 'child': u'оценка'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'обеспечивать', 'child': u'данные'}, {'parent': u'данные', 'verb': u'быть', 'child': u'рабочий'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'обеспечивать', 'child': u'устройство'}, {'parent': u'устройство', 'verb': u'превращать', 'child': u'данные'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'обеспечивать', 'child': u'специалисты'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'влиять', 'child': u'бизнес'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'связь'}, {'parent': u'связь', 'verb': u'быть', 'child': u'беспроводной'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'моделирование'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'датчик'}, {'parent': u'датчик', 'verb': u'быть', 'child': u'удаленный'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'контроль'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'реализовывать', 'child': u'сотрудничество'}, {'parent': u'сотрудничество', 'verb': u'развивать', 'child': u'технология'}, ] На основе данного описания предметной области по общему реферату было составлено 3 автоматизированных денотатного графа: первоначально описание было разделено на две равные части, вследствие чего получились графы на рис. 18 и рис. 19. Также описание было введено в систему полностью, был получен граф, показанный на рис. 20.

–  –  –

Описание предметной области по специализированному реферату для специалистов РНГМ (РНГМ-2). Статья №1 reference = [ {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'связь'}, {'parent': u'связь', 'verb': u'быть', 'child': u'беспроводной'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'моделирование'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'датчик'}, {'parent': u'датчик', 'verb': u'быть', 'child': u'удаленный'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'контроль'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'использовать', 'child': u'телеметрия'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'реализовывать', 'child': u'сотрудничество'}, {'parent': u'сотрудничество', 'verb': u'развивать', 'child': u'технология'}, {'parent': u'концепция', 'verb': u'решать', 'child': u'разработка'}, {'parent': u'разработка', 'verb': u'иметь', 'child': u'план'}, {'parent': u'план', 'verb': u'включать', 'child': u'скважина'}, {'parent': u'скважина', 'verb': u'быть', 'child': u'горизонтальный'}, {'parent': u'план', 'verb': u'включать', 'child': u'эксплуатация'}, {'parent': u'эксплуатация', 'verb': u'быть', 'child': u'селективный'}, {'parent': u'эксплуатация', 'verb': u'обеспечивать', 'child': u'приток'}, {'parent': u'эксплуатация', 'verb': u'оеспечивать', 'child': u'отдача'}, ] Данное описание легко в основу автоматизированного денотатного графа РНГМ-2 (рис. 21).



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
Похожие работы:

«XXI Международная научная конференция "СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ" Секция 2: ЭЛЕКТРОННЫЕ УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К СОЗДАНИЮ ГЕПАТОТРОПНЫХ МАГНИТНО-РЕЗОНАНСНЫХ КОНТРАСТНЫХ ПРЕПАРАТОВ Михайлова К.К., Нам И.Ф., Жук В.В., Научный р...»

«МЫРКСИНА О. С. ИЗМЕНЕНИЕ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОЛИМЕРНЫХ КОМПОЗИТОВ ОТ СТЕПЕНИ НАПОЛНЕНИЯ И СОДЕРЖАНИЯ БИОЦИДНОЙ ДОБАВКИ Аннотация. Проведено исследование физико-механических свойств полимерных композитов в зависимости от степени их наполнения отсевами дробления гра...»

«Электронный архив УГЛТУ В.В. Васильев Т.В. Калимулина Н.В. Куцубина И.В. Перескоков ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕОРИИ МЕХАНИЗМОВ И МАШИН Екатеринбург Электронный архив УГЛТУ МИНОБРНАУКИ РОССИИ ФГБОУ ВПО "УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЛЕСОТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ" Кафед...»

«Асимметрический синтез Расщепление рацематов — самый старый, известный с середины прошлого столетия метод получения оптически активных веществ. Однако есть и другой путь—асимметрический синтез (АС)...»

«РАЗДЕЛ Э ЭЛЕКТРОННАЯ ТЕХНИКА. РАДИОЭЛЕКТРОНИКА И СВЯЗЬ Э 00 Телевидение вещательное цифровое. Термины и O’z DSt 1136:2013 Взамен определения O’z DSt 1136:2007 Э 00 Волоконно-оптические системы пере...»

«ISSN 1815-6770 Министерство образования и науки, молодежи и спорта Украины ОДЕССКАЯ НАЦИОНАЛЬНАЯ МОРСКАЯ АКАДЕМИЯ Судовые энергетические установки Научно-технический сборник Выпуск 30 Одесса ББК 39...»

«Всемирный Банк поддерживает реализацию атомных проектов в Чешской Республике Вступление В 1994 Всемирный Банк предоставил кредит на сумму 246 млн. долларов Чешской Энергетической Компании (ЧЭК) с целью со...»

«УДК 621.34.06 А.Р. Корсунов, кандидат технических наук (Украинская инженерно-педагогическая академия, Украина) ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИЯ ДИАГНОСТИЧЕСКОЙ БАЗЫ ДАННЫХ ЛЕТНОГО СОСТАВА...»

«СОТНИКОВ Геннадий Васильевич УДК 533.9, 533.922, 621.372.8, 621.384.6 ЭЛЕКТРОДИНАМИКА ПЛАЗМЕННЫХ И ПЛАЗМОПОДОБНЫХ ЗАМЕДЛЯЮЩИХ СТРУКТУР ДЛЯ СВЧ–ГЕНЕРАТОРОВ БОЛЬШИХ МОЩНОСТЕЙ И ВЫСОКОГРАДИЕНТНЫХ УСКОРИТЕЛЕЙ 01.04.08 — физика плазмы Диссертация на соискание учен...»

«1НЕЛК нестандартная электроника ТЕХНИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ИНФОРМАЦИИ СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 2 УСТРОЙСТВА ЗАЩИТЫ ОТ УТЕЧКИ АКУСТИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ 4 1 КАТЕГОРИИ БАРОН 5 СИСТЕМА ВИБРОАКУСТИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ОБЪЕКТОВ ИНФОРМАТИЗАЦИИ Генераторы помеховых си...»

«ПОДЗЕМНАЯ КЛАДОВАЯ СТРАНЫ Сайын Кыдырманов родился в ауле Бакалы Алматинской области. Там в совхозе работал на стройучастке. Потом служба в Советской Армии. Затем пять лет студент горного факультета Казахского политехнического института имени В.И.Ленина (ныне КНТУ имени К.И.Сатпаева). Со студенч...»

«30 Секция 1 • Китай: культура, язык, религия, традиции что происходит в силу крайней эклектичности религиозного сознания современных россиян, далёких от традиционных обрядовых практик. В современной Бурятии вокруг святилища Янжимы происходят про­ цессы, вызывающие большо...»

«Дефектоскоп ультразвуковой Masterscan 380 Руководство по эксплуатации Никакая часть данного издания не подлежит воспроизведению, переводу на любой язык, хранению в информационно-поисковых системах и передаче в любой форме и любыми средствами: электронными, механическими, магнит...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ СК РГУТиС УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ТУРИЗМА И СЕРВИСА" Лист 1 из 25 © РГУТиС ...»

«ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОТРАБОТКА ЭЛЕМЕНТОВ СЛУЖЕБНЫХ СИСТЕМ УДК 629.78.051.017.1 В. Е. ПАТРАЕВ, Ю. В. МАКСИМОВ Научно-производственное объединение прикладной механики им. акад. М. Ф. Решетнёва Желез...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования ГО СУД АР СТ В ЕНН Ы Й Т ЕХНО ЛО ГИ ЧЕ С К ИЙ УНИВ ЕР С ИТ Е...»

«УДК 512.742.72 Хлебородов Денис Сергеевич БЫСТРЫЕ АЛГОРИТМЫ ВЫЧИСЛЕНИЯ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ НА ОСНОВЕ ЭЛЛИПТИЧЕСКИХ КРИВЫХ Специальность 05.13.19 — "Методы и системы защиты информации, информационная безопасность" АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Москва — 2016 Работа выполнена в Федеральном гос...»

«Журнал "Защита информации. INSIDE", №3, 2008 Безопасность VolP-контента. Текущая ситуация, анализ угроз и тенденции рынка Ю. С. Крюков kryukov@inbox rи Окончание. Начало см. в №2, 2008. Механиз...»

«Четвертая Международная научная конференция "ССПС – 2011" Раздел II. Нелинейная динамика и системный синтез А.А. Колесников1, Я.Е. Ромм2, С.Г. Буланов2 ТТИ ЮФУ, г. Таганрог, anatoly.kolesnikov@gmail.com ГОУ ВПО "Таганрогский государственный педагогический институт", romm@lis...»

«Теплофизика и аэромеханика, 2012, Том 19, № 4 УДК 532.574.7 +532.526.4+532.526.72 Применение методов цифровой трассерной визуализации для диагностики турбулентного пограничного слоя* 1 1 2 1,3 А.В. Бильский, О.А...»

«Александров А.Г. Фрагменты жизни 2012 г. I. Фрагменты жизни Детство Семья Родился я 15 марта 1937г. в г.Улан-Удэ. Город расположен в 100км. к востоку от озера Байкал в месте, где река Уда впадает в Селенгу. История г...»








 
2017 www.lib.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.