Автоматизированная система управления технологическим процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат технических наук Мезенцев, Евгений Федорович

• Мезенцев, Евгений Федорович
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Мезенцев, Евгений Федорович

Введение

Глава 1 Анализ текущего состояния автоматизации процесса 15 управления технологическим процессом добычи нефти

1.1 Актуальность темы исследований

1.2 Анализ существующих систем и технологий 19 автоматизации технологического процесса добычи нефти

1.3 Цели и задачи исследования 40 Выводы по первой главе

Глава 2 Разработка и исследование системы управления технологическим процессом добычи нефти на основе модели участка пласта

2.1 Анализ структуры системы управления нефтедобывающим 46 производством

2.2 Анализ существующих моделей нефтяного пласта

2.3 Модель движения двухфазной жидкости в пористой среде

2.4 Математическая модель участка пласта для оперативного 68 управления технологическим процессом добычи нефти

2.5 Анализ устойчивости разностной схемы модели участка 75 нефтяного пласта

2.6 Идентификация параметров модели участка пласта по 78 данным разработки

Выводы по второй главе

Глава 3 Разработка алгоритмов управления режимами работы 85 скважин

3.1 Выбор режимов работы добывающей скважины

3.2 Выбор дебита скважины в режиме кратковременной 96 эксплуатации

3.3 Выбор режимов работы нагнетательных скважин

3.4 Групповая подсистема управления режимами работы 101 скважин

3.5 Синтез структуры системы управления технологическим 112 процессом добычи нефти

Выводы по третьей главе

Глава 4 Оценка эффективности системы управления технологическим 121 процессом добычи нефти

4.1 Постоянно действующая гидродинамическая модель 121 анализируемого месторождения

4.2 Оценка эффективности предложенного алгоритма 126 идентификации параметров модели для целей оперативного управления

4.3 Оценка эффективности управления добывающей 135 скважиной

4.4 Оценка эффективности системы управления 142 технологическим процессом добычи нефти в целом

Выводы по четвертой главе

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Автоматизированная система управления технологическим процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта»

Актуальность темы

Нефтяная и газовая промышленность представляют собой совокупность хозяйствующих субъектов, обеспечивающих разведку, строительство скважин, добычу, транспортировку, переработку и реализацию нефти, газа и продуктов их переработки. Данная отрасль является стратегически важной, учитывая те сложные климатические условия, в которых проживает большая часть населения России. На данный момент без нефти невозможно успешное функционирование ни мировых транспортных связей, ни мировой экономики, ни мировой политики.

Нефтяная промышленность в настоящее время производит 12-14% промышленной продукции, обеспечивает 17-18% доходов федерального бюджета и более 35% валютных поступлений [60]. Нефтегазовый комплекс России, являющийся базовой отраслью экономики страны, обеспечивает более 2/3 общего потребления первичных энергопродуктов, 4/5 их производства. В 2006 году доходы от поставок нефти, нефтепродуктов и газа за рубеж превысили 160 млрд. долларов, или более 70% всех поступлений от экспорта [96].

За последний период отмечается резкое ухудшение ресурсной базы РФ. В стране возросла доля трудноизвлекаемых запасов, что привело к снижению объемов добычи. Ожидается открытие 25% неразведанных ресурсов на глубине 3-5 км. И еще 25% на глубинах свыше 5 км. Главными причинами ухудшения состояния сырьевой базы является естественное истощение недр и резкое сокращение объема инвестиций, направляемых в эту сферу деятельности.

В девяностые годы добыча нефти систематически снижалась, но с 2000 года стала увеличиваться. Этому способствовала благоприятная ценовая конъюнктура на мировых рынках нефти. Кроме этого, в этот период времени увеличился объем инвестиций в нефтяную отрасль. Это способствовало увеличению вновь вводимых нефтяных месторождений [60].

Рост объемов добычи нефти обеспечивается- значительным увеличением фонда скважин, которые бурятся в отдаленных районах со сложными, климатическими условиями, что делает невозможным систематическое обслуживание, и исследование всех скважин бригадным способом.

Разработка месторождений углеводородов представляет собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение знаний и опыта, накопленных в различных областях науки и инженерной практики. С другой стороны, принятие любого решения инженером-нефтяником, касается ли оно изменения режима работы скважины, необходимости обработки призабойной зоны, оценки эффективности технологического мероприятия основывается на имеющейся в его распоряжении информации. Очевидно, что при отсутствии или небольшом ее количестве надежность принимаемых решений и выводов будет неудовлетворительна. Поэтому возникает необходимость определения достаточного объема информации, на основании которого можно оперативно принимать соответствующие технологические решения, эффективно обеспечивая заданный уровень добычи нефти.

Перечисленные особенности определяют трудности освоения новых месторождений, повышение эффективности эксплуатации уже разрабатываемых, оценки целесообразности и эффективности новых технологических мероприятий и процессов. Основная сложность заключается в ограниченности исходной и получаемой информации как в качественном, так и количественных отношениях. Это объясняется малым числом экспериментов, проводящихся на промыслах, сложностью проведения исследовательских работ, необходимостью при этом принимать оперативные решения.

В" настоящее время в России проводятся масштабные работы по созданию систем контроля и управления процессами разработки нефтяных месторождений.

При создании систем контроля и управления технологическим процессом добычи нефти должны ставиться такие задачи, как управление разработкой на уровне упрощенных моделей пласта или его участка, а также выбор рационального режима работы наземного оборудования» для каждой скважины, так как добывающие скважины являются сложными динамическими объектами управления, и правильный выбор режима их работы играет решающую роль в добыче нефти.

Создание системы управления технологическим процессом добычи нефти невозможно без создания адекватной математической модели, отражающей процессы, происходящие в моделируемых нефтепромысловых системах. Под нефтепромысловой системой подразумеваются такие взаимодействующие объекты, как: скважина - пласт - скважина; скважина -призабойная зона; призабойная зона - удаленная часть пласта и т. д. От того насколько точно определяется состояние нефтепромысловой системы зависит эффективность принимаемого решения, будь то выбор скважины, на которой будут проводиться геолого-технические мероприятия (ГТМ) или регулирование режимов работы скважин [69,70,71].

Начало развитию подземной гидромеханики, как основы моделирования, было положено французским инженером А. Дарси, который в процессе работы над проектом водоснабжения города провел многочисленные опыты по изучению фильтрации воды через вертикальные песчаные фильтры. В 1856 г. он дал подробное описание своих опытов и сформулировал обнаруженный им экспериментальный закон, в соответствии с которым скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна градиенту давления.

В работах Самарского А. А. и Тихонова А. Н. рассмотрены методы решения уравнений в частных производных, в том числе и методом конечно-разностных аппроксимаций, которые могут быть приложены к физическим процессам, происходящим в нефтяном пласте. Большой вклад в развитие технологии нефтеотдачи внесли работы по теории фильтрации крупнейшего американского специалиста М. Маскета. Широкое распространение получила теория двухфазной фильтрации, предложенная С. Бакли и М. Левереттом.

Современная теория разработки нефтяных месторождений основывается на численном интегрировании дифференциальных уравнений, описывающих процессы неустановившейся фильтрации жидкости и вытеснения нефти водой. При этом необходимо учитывать неоднородность пласта по коллекторским свойствам и нерегулярность сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин. Постановка краевых задач такова, что получить их аналитическое решение не удается. Поэтому решение практически интересных задач отыскивается в результате использования методов вычислительной математики. Решение соответствующих краевых задач на некотором временном слое сводится к решению алгебраической задачи, обычно к решению системы алгебраических уравнений [62,64].

Управление распределенными объектами было освещено в работах Понтрягина Л. С., Бутковского А. Г., Красовского Н. Н. в 60-70 годах XX века. М. В. Мееровым в 1965 году была рассмотрена возможность организации системы автоматического управления добычей нефти. Значительный вклад в создание методики выбора эффективных систем разработки нефтяных месторождений, задач и критериев управления разработкой внесли Э. М. Халимов, Б. И. Леви [97].

Принципы проектирования и осуществления рациональной разработки нефтяных месторождений были изложены в работах Щелкачева В.Н., Закирова С.Н., Лысенко В.Д. Принципы рациональной разработки нефтяных месторождений включают в себя: учет послойной и зональной неоднородности нефтяных пластов, зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки скважин и неравномерности этой сетки, сильная зависимость нефтеотдачи пластов от возможного высокого соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, учет современной теории интерференции скважин при проектировании внутриконтурного заводнения, определение параметров для расчета дальнейшей разработки нефтяных пластов путем анализа предыдущей истории разработки, учет ограниченной долговечности скважин до их аварийного выбытия, а также учет ограничений на режимы работы объектов наземной инфраструктуры [31,109,56,57].

В результате анализа работ ученых, занимающихся сходной проблематикой показано, что идея создания систем управления добычей нефти уже рассматривалась ранее, но не была доведена до логического завершения. Таким образом, тема исследований является актуальной для автоматизации нефтедобывающей промышленности с целью повышения ее эффективности и уменьшения затрат.

Цель работы

Разработать автоматизированную систему оперативного управления процессом добычи нефти на основе динамической модели участка нефтяного пласта, включая структуру, алгоритмы и программное обеспечение. Оценить эффективность разработанной системы управления методом имитационного моделирования.

Задачи исследования

Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:

1. Разработать постоянно действующую динамическую модель участка нефтяного пласта с группой добывающих и нагнетательных скважин.

2. Разработать алгоритм идентификации геологических и гидродинамических параметров предложенной динамической модели участка нефтяного пласта.

3. Разработать алгоритм выбора оптимального дебита добывающей скважины и алгоритм управления процессом добычи нефти для группы скважин на основе разработанной динамической модели участка нефтяного пласта.

4. Разработать структуру и алгоритм работы автоматизированной системы управления добычей нефти на уровне технологического оборудования и процессов.

5. Провести моделирование работы автоматизированной системы управления процессом добычи нефти и оценить эффективность ее функционирования.

Методы решения

При решении поставленных в работе задач использовались методы теории вычислительной математики, математической физики и системного анализа, теория аппроксимации, теория графов, а также теория имитационного моделирования. Применялись программные продукты Microsoft Visual С++ 2005, Eclipse фирмы Shlumberger.

На защиту выносятся:

1. Постоянно действующая динамическая модель участка нефтяного пласта с группой добывающих и нагнетательных скважин, адаптированная для оперативного управления процессом добычи нефти.

2. Алгоритм автоматической идентификации геологических и гидродинамических параметров динамической модели участка нефтяного пласта по данным истории разработки месторождения с использованием встроенного алгоритма оптимизации по критерию минимизации отклонения между модельными параметрами разработки и соответствующими им фактическими показателями.

3. Алгоритм выбора оптимального дебита отдельной добывающей скважины и управления процессом добычи нефти для группы скважин на основе разработанной постоянно действующей динамической модели взаимовлияния скважин.

4. Структура автоматизированной системы управления процессом добычи нефти, включающей локальную и групповую подсистемы управления и реализующей алгоритм их согласованного функционирования, в состав которой введены блок моделирования взаимовлияния скважин и блок оценки экономической эффективности.

5. Результаты экспериментальных исследований разработанной комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти на основе постоянно действующей динамической модели участка пласта, полученные путем имитационного моделирования.

Научная новизна:

1. Новизна разработанной постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта с группой скважин заключается в том, что в однослойной сеточной модели неоднородность обводненности жидкости по вертикали моделируется в виде непрерывного распределения по высоте слоя, что позволяет учитывать различные коэффициенты подвижности для нефтяной и водной фазы, а также для зоны водонефтяного контакта и за счет этого повысить точность описания физических процессов, происходящих в пласте и одновременно уменьшить время расчета модели; динамическая модель участка пласта адекватно описывает взаимовлияние скважин и является основой комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени.

2. Новизна разработанного алгоритма автоматической идентификации параметров постоянно действующей динамической модели участка пласта заключается в укрупнении карты проницаемости путем объединения! ячеек модели в регионы с присвоением каждому региону обобщенного коэффициента проницаемости; задании основных параметров идентификации только в ячейках со скважинами с нахождением этих параметров для остальных ячеек путем интерполяции; использовании в качестве начальных значений идентифицируемых параметров значений, полученных в результате предыдущей идентификации, что в совокупности позволяет сократить время идентификации с одновременным обеспечением высокой степени адекватности модели.

3. Новизна алгоритма выбора оптимального- дебита добывающей скважины и управления группой скважин заключается в реализации комплексной технологии моделирования и управления путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат.

4. Новизна разработанной двухуровневой структуры системы управления обусловлена включением в ее состав программного блока -постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта и блока оценки экономической эффективности, что обеспечивает совместное эффективное функционирование группового и локального уровней управления добычей нефти в реальном масштабе времени по технико-экономическим показателям.

5. Новизна разработанных программных средств определяется новизной предложенных алгоритмов и постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта, совместное использование которых позволило обеспечить выполнение функций эффективного оперативного управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени на основе периодически обновляемых фактических промысловых данных.

Практическая ценность полученных результатов

Практическая ценность разработанной постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта заключается в том, что расчет и идентификация параметров модели возможны в реальном масштабе времени без участия оператора на контроллере группы скважин, что позволяет внедрить данную модель в систему управления добычей нефти без значительных капитальных вложений. J

Практическая ценность полученного алгоритма управления группой взаимодействующих скважин совместно с разработанной динамической моделью участка^ пласта позволяет производить управление режимами работы группы скважин в реальном масштабе времени с помощью контроллера группы скважин, что значительно повышает технико-экономическую эффективность добычи нефти.

Разработаны программные модули моделирования работы группы скважин (программа для ЭВМ № 2010613647 «Динамическая модель участка пласта»), а также программный модуль визуализации данных и обмена I данными с гидродинамическим симулятором (программа для ЭВМ № 2007612237 «Адаптация относительных фазовых проницаемостей»).

Результаты имитационного моделирования процесса функционирования системы управления процессом нефтедобычи на примере модели одного из реальных нефтяных Западной Сибири подтвердили адекватность разработанной динамической модели участка пласта и эффективность предложенных алгоритмов управления.

Апробация работы

Основные положения и результаты, полученные в работе, докладывались на следующих научно-технических конференциях:

• Девятая международная научно-техническая конференция «Computer Science and Information Technologies». Уфа, 2007.

• Международная научно-практическая конференция «Системный анализ в проектировании и управлении». СПб, 2007.

• Четвертая всероссийская зимняя школа-семинар аспирантов' и молодых ученых, Уфа, 2009.

• Всероссийская молодежная научная конференция Мавлютовские чтения, Уфа, 2009. I S

Связь исследований с научными программами

Исследования в данном направлении выполнялись в период с 2007 по 2010 г.г. на кафедре технической кибернетики Уфимского государственного авиационного технического университета в рамках грантов РФФИ: «Разработка систем управления сложными динамическими техническими объектами в нефтедобывающей промышленности» («Поволжье», 2008 г.), «Теоретические основы автоматизации управления процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе динамических моделей» (2009 -2011г.г.), ГНТП РБ «Автоматизированная система поддержки принятия решений по формированию комплекса геолого-технических мероприятий на нефтяных скважинах» (2009 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы представлены в 13 публикациях, в том числе - в 11 научных статьях (из них 5 - в рецензируемых журналах из списка ВАК), 6 - в сборниках материалов конференций, 2 свидетельства Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ.

Структура работы

Диссертационная работа изложена на 154 страницах машинописного текста и включает введение, четыре главы основного материала, заключение; рисунки на 58 страницах; библиографический список из 121 наименования на 12 страницах и приложения на 40 страницах.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)», Мезенцев, Евгений Федорович

Выводы по четвертой главе . • 1. Рассмотрены причины выбора гидродинамического комплекса программ Eclipse® компании Schlumberger и созданной фильтрационной, модели одного из реальным нефтяных месторождений Западной Сибири, которые могут быть использованы для расчета прогнозных- вариантов управления.

2. Проведена идентификация параметров модели участка нефтяного пласта по данным разработки реального участга нефтяного пласта: ,

Полученная в результате идентификации параметров пласта модель может быть использована для оценки взаимовлияния интерферирующих скважин. ,

3.- Использование локальной системы управления скважинным-оборудованием позволяет согласовать • скорость притока жидкости к забою скважины и производительность насосного оборудования, а также подобрать дебит скважины таким образом, чтобы минимизировать удельные затраты на добычу одного кубического метра нефти, либо максимизировать размер, прибыли в. результате добычи нефти из скважины.

4. Использование групповой Подсистемы управления "позволяет сократить общие удельные затраты, на ¡эксплуатацию месторождений, а также уменьшить срок окупаемости капитальных вложений.

5/ Прогнозные расчеты показали, что учет в системе управления-взаимовлияния скважин на основе ' моделирования и разработанные ограничения на работу группы скважин позволили добиться лучших технико-экономических показателей, по сравнению с управлением, без учета взаимовлияния скважин, что, в свою очередь, доказывает правильность, введения в систему управления функции прогнозирования взаимовлияния скважин. • .

Заключение

Разработана постоянно действующая динамическая модель участка нефтяного пласта с группой скважин, учитывающая в однослойной сеточной модели неоднородность обводненности жидкости по вертикали в виде непрерывного распределения по высоте слоя, что позволяет учитывать различные коэффициенты подвижности для нефтяной и водной фазы, а также для' зоны водонефтяного контакта и за счет этого повысить точность описания физических процессов, происходящих в пласте и одновременно уменьшить время расчета модели; . модель адекватно описывает взаимовлияние скважин и является основой комплексной технологии моделирования и управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени. Разработан алгоритм автоматической идентификации параметров постоянно- действующей, динамической модели участка пласта, заключающийся в укрупнении карты проницаемости путем объединения, ячеек модели в регионы. с присвоением каждому региону. обобщенного коэффициента проницаемости; задании основных параметров идентификации только в ячейках со скважинами с нахождением этих' параметров для остальных ячеек путем интерполяции; использовании в качестве начальных значений идентифицируемых параметров результатов предыдущей идентификации, что в совокупности позволяет сократить время идентификации с одновременным обеспечением высокой, степени-адекватности модели. Среднеквадратическое отклонение модельных забойных давлений от фактических составило (0,5-1,5) %. Отклонение-модельных накопленных показателей добычи нефти от фактических не превышает 0,25 %.

Разработан алгоритм выбора оптимального дебита добывающей скважины в режиме непрерывной и кратковременной эксплуатации, а также алгоритм управления группой скважин, который заключается в реализации комплексной технологии моделирования и управления путем формирования управляющего воздействия на скважинное оборудование на основе' периодической идентификации постоянно действующей модели участка пласта по мере поступления текущих промысловых данных и- расчета оптимального дебита скважины в реальном масштабе времени с учетом как технологических ограничений, так и экономических затрат. -Реализация предложенных алгоритмов позволила повысить суммарную.добычу нефти на 33,3 % и уменьшить удельные затраты на добычу нефти на 5 %.

Разработана двухуровневая структура системы управления; включающей модуль постоянно действующей динамической модели участка нефтяного пласта и реализующей алгоритм координированного управления-группой скважин в реальном масштабе времени для перераспределения текущей добычи между скважинами с целью получения максимальнойприбыли с учетом технологических ограничений, например, максимальных пропускных способностей наземной инфраструктуры. . '

Разработаны программные ' средства, реализующие алгоритмы управления и постоянно действующую динамическую модель участка нефтяного пласта, совместное использование которых позволило обеспечить выполнение функций эффективного управления процессом добычи нефти в реальном масштабе времени с использованием периодически обновляемых промысловых данных. Глубокая интеграция модели участка нефтяного, пласта, модуля идентификации параметров модели и модуля выбора оптимальных управляющих воздействий на • пласт дозволили увеличить общее быстродействие автоматизированной системы управления и снизить аппаратные требования к контроллеру группы скважин. Разработана программа АРМ технолога с инструкцией по работе пользователя. Проанализирована техническая и • экономическая эффективность использования предлагаемой автоматизированной системы управления. Прирост прибыли за расчетный период (4 года) составляет 18 468 тыс. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Мезенцев, Евгений Федорович, 2010 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. - М.: Недра, - (пер. с англ.), 1982. -408 с. • .

2. Алиев Т.М., Мелик-Шахназаров A.M., Тер-Хачатуррв • A.A. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. — М.: Недра 1981. — 351с.

3. Алтунин А.Е., Семухин М.В. Расчеты в условиях • риска и неопределенности в нефтегазовых технологиях: Монография. Тюмень: Издательство Тюменского государственного университета, .2004. 296 е.- '

4. Алтунин А.Е., Семухин М.В.' Расчеты в условиях риска и неопределенности в нефтегазовых технологиях Тюмень: Изд->во Тюменского государственного университета, 2005. — 220 с.

5. Балакиров Ю.А., Капущак Л.В., Слепян Е.А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи. -Киев: ТЕХНИКА, 1987.- 131 с.

6. Банди Б. Методы оптимизации. Вводный курс. М.: Радио, и связь, 1988.- 128 с.

7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с. •

8. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Т.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с. . *

9. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика:. Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с: ил.

10. Ю.Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: ' Недра, 1990.-427 с.

11. П.Бренц А.Д. и др. Автоматизированные системы управления в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Недра, 1982. — 233 с.

12. БурцевИ:Б. Теория совместной.работы пласта, скважины, подъемного• оборудования1 как гидравлической, системы. — Уфа:. Издательство * УГНТУ, 1990. 96 с.

13. З.Ведерникова Ю.А. Оценивание • гидродинамических параметров системы "Пласт — скважина — насос". Автореферат диссертации на соискание ученой степени к. т. н. Тюмень, 2006. — 16с.

14. Ведерникова Ю.А., Соловьев И.Г. Моделирование взаимного влияния скважин для участка нефтяного месторождения / Ю.А.Ведерникова, // Вестник кибернетики Тюмень: ИПОС СО РАН, 2003, вып.2. - С. 148156." .

15. Веревкин А.П., Кирюшин О.В., В.Я. Соловьев. Моделирование и оптимизация процессов добычи нефти в динамике. // Вопросы управления и проектирования в информационных и кибернетических системах. Уфа: Издательство УГАТУ, 2003. - С. 175-180.

16. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев M.Mi Проблемы разработки водонефтяных и частично заводнённых зон нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 360 е.: ил.

17. Всеволожский В.А., Судо P.M. Влияние гидрогеологических условий на эффективность разработки нефтяных месторождений. / Тезисы• научной конференции Ломоносовские чтения, апрель 2005. С. 35-38.

18. Геология и геохимия нефти и газа. Под ред. Бакирова A.Ä. — М.: Недра 1982. -288 с. • .

19. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд. 2, перераб. и доп. М.: Недра, 1971. - 312-е.

20. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: • Пер. с англ. H.A. Бардиной, П.К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского/Под-ред: А.Г! Ковалева. -М!: Недра, 1986, 608 е.

21. Грайфер В .И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г. А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами Казань:- КНИ, 197-3. - 216 с.157 ' .

22. Гулиев М.А., Гусейнзаде М.А., Максимов М.М. 'Методы моделирования и расчета термо- и гидродинамических процессов В' нефтяном пласте. -М.: Недра, 1984 151с.

23. Дунаев И.В. Диагностика и контроль состояния скважинной штанговой насосной установки на основе динамометрирования и нейросетевых технологий. Автореферат диссертации на соискание ученой степени к., т. н.Уфа, 2007.-16с.

24. Ермолов Б.А., Цыкин И.В., Леонова Л.В. О модели себестоимости добычи нефти. // Наука и технология 1999. №1. С. 15-19.

25. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология. М., Гостопт'ехиздат, 1962-536с. ' ■

26. Жданкин В. Приборы для измерения уровня. -М.: Современные технологии автоматизации. —2002. —№3. 23с. • .

27. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. 2-е. издание, переработанное и дополненное — М.: Недра. 1988. — 332с.

28. Жером М., Крешо К. Б., Шандрыгин А., Руденко Д., Зинченко И. Анализ работ по гидроразрыву пласта на Ямбургском газоконденсатном месторождении / Технологии ТЭК, октябрь 2005 г. С. 41-47. . '

29. Ильясов Б. Г., Тагирова К. Ф., Ефремов А. П., Мезенцев Е.'Ф: Определение свойств пласта коллектора с использованием нейронных сетей. // Автоматизация, телемеханизация и связь в. нефтяной• промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 6 С. 8 11.

30. Ильясов Б.Г., Шаньгин Е.С., Тагирова К.Ф., Танеев А.Р: -Система-автоматического управления добычей нефти из малодебитных скважин. Нефтепромысловое дело. -2004 —№ 1. — С. 22-26. •

31. Каллианпур Г. Стохастическая- теория фильтрации: Пер: с англ./Под ред. A.B. Скорохода. М.: Наука. Гл. ред физ.-мат. лит., 1987. - 320 с.

32. Кирьянов Д.В:, Кирьянова E.H. Е1ычислительная физика — М.: Полибук Мультимедиа, 2006. 352 е.: ил. ' •

33. Клейман М.Д., Шевченко. Д.-В. .Расчет поля нефтенасыщенностй при большом числе скважин. // Математическое моделирование. М.: Академиздатцентр "Наука" 2002. - том 14. - №9. - С.19-23

34. Колмановский В.Б. Задачи оптимального управления. — Соросовский образовательный журнал. №6. —Москва. 1997. —121—127 с.

35. Копченова Н.В., Марон И.А. Вычислительная математика в примерах и задачах. М.: Наука, 1972. — 385 с.

36. Коршак A.A., Шаммазов A.M. Основы нефтегазопромыслового дела. Учебник для ВУЗов: Уфа.: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001• 544 е.: ил.

37. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблема моделирования. М.: Недра, 1979. — 302с.

38. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. -М.: Недра, 1980 320 с.

39. Крьтлов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 416 с.

40. Кузмичев Н. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных• условиях. // Технологии ТЭК. 2004. № 9. - 72-77 с.

41. Кусимов С.Т., Ильясов Б.Г., Исмагилова JI.A., Валеева Р.Г. Интеллектуальное управление производственными процессами. ,-М.: Машиностроение, 2001.-327 с.

42. Лисовский H.H., Надежкин А.Д., Голубев B.C., Афанасьев B.C., Кухаренко Ю.Н. Геология и разработка нефтяных месторождений Башкирии. -Уфа.: БашНИПИнефть. 1977. 174 с.

43. Лозин Е.В. Основы физики Земли (геодинамика). Учебное пособие. — Уфа, изд. Уфимского государственного нефтяного университета. 2000'г.-134 с.

44. Локотков А. Что должна уметь система SCADAy/Современные • технологии автоматизации, —N° 3. -1998. — С. 44-46.

45. Лысенко В.Д. Критерий рациональности разработки нефтяной залежи// Нефтяное хозяйство. - 1998. - №1. - С. 40-44.

46. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений — М.: Недра, 2005. 607 е.: ил.

47. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.:, Недра, 1973.• 250с.

48. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, -2004. 628 с.

49. Мастепанов A.M. Перспективы развития нефтегазового комплекса в свете Энергетической стратегии России. Наука • и технология углеводородов. 2003. -№3.(28), и №4 (29). - с. 48-52, 36-38.

50. Мееров М.В., Литвак Б.Л. Оптимизация* систем многосвязного управления. М.: Наука. 1972г. - 344 с.

51. Мезенцев Е.Ф. Разработка модели фильтрации-двухфазной жидкости для оперативного управления технологическим процессом добычи нефти / // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2010, № 3. С. 24-29.

52. Мезенцев Е.Ф., Гимазтдинова З.Г. Проектирование оптимальной структуры сети внутрипромысловых трубопроводов // Мавлютовские чтения: Всероссийская молодежная научная конференция. Уфа: УГАТУ, 2009.

53. Мезенцев Е.Ф., Тагирова К.Ф. Оптимизация режимов работы группы скважин на основе модели взаимовлияния скважин / // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. . М.: ВНИИОЭНГ, 2010. № 5. С. 22-27.

54. Мельниченко В. Оценка влияния забойного давления на ресурс УЭЦН для определения экономически оптимального режима эксплуатации скважины. // Нефтегазовая вертикаль. 2009. — №12.

55. Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти,1 М.: Недра, 1986.-384 с. .

56. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев K.G., Алиев З.С. Основы технологии добычи.газа, М.: ОАО "Издательство Недра", 2003. - 880 с: ил. . ' .

57. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных •исследований, 2004. -'368 с. '• 162t ♦

58. Мищенко- И.Т. Скважинная добыча« нефти: Mi: «Нефть, и газ» РГУнефти и газа им. ИМ.Губкина, 2003. 816 с.

59. Мухаметзянов А.К., Чернышов Й.Н., Липерт А.И., Ишемгужин С.Б. Добыча нефти-штанговыми насосами,- -М.: Недра, 1993. 352 с. .

60. Николаевский В.Н: Геомеханика и флюидодинамика. — М:: 'Недра, 1996. --447 е.: ил.

61. Николаевский В:Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов F.A. Механиканасыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. — 339 с. ' .

62. Основы управления технологическими процессами. Под ред. Райбмана Н.С.-М.: «Наука» 1978. 440 с.

63. Попков В.И., Шакшин В.П. Интегрировнное геолого-' гидродинамическое моделирование в системном управлении разработкой нефтегазовых месторождений. //Вестн. Сам. гос. техн. Унта. Сер. Физ.-мат. науки. 2009. № 1 (18). - С. 239-250 . '

64. Рапопорт Г.Н. и др. Автоматизированные системы управления, технологическими процессами. М:. Машиностроение 1977 248 с. .

65. Регламентная документация 153-39.0-047-00. Регламент по'созданию. ПДГТМ нефтяных и газонефтяньк месторождений.

66. Салаватов Т. Ш., и Зейналзаде Ю. А. Динамическое моделирование нефтедобычи с учетом переходных процессов / Нефтегазовое дело 2009' Т. 7. номер 1. — С.62-65.

67. Самарский A.A. Теориягразностных схем. М.:Наука, 1977. - 552 с. ' •

68. Самарский, А. А. Введение в численные методы: учебное пособие для вузов. Санкт-Петербург: Лань, 2009i - 286 с.

69. Свердлов Г.М: Автоматизированные системы управления ТП при• добыче нефти за рубежом. -М.: Недра, 1983 — 250 с.

70. Слабнов В.Д., Волков. Ю.А.,. Скворцов В.В. Влияние некоторых факторов регулирования- на основные показатели нефтедобычи -из' неоднородного пласта. // Математическое моделирование. М.:' Академиздатцентр "Наука" 2001. - том 14. - №1. - С. 3-15.163 . .•

71. Справочное руководство по проектированию разработки- ' и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.'-Под ред. Ш.К.Гиматудинова. -М.: Недра, 1983г. 463 с. •

72. Тагирова К.Ф., Мезенцев Е.Ф., Ефремов А.П. Оптимизация работы группы, скважин на основе динамической модели взаимовлияния // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. № 5. С. 24-29. ' . '

73. Тагирова К.Ф., Мезенцев Е.Ф., Мешков И.К. Automation of Oil Reservoir Hydrodynamic Model Adaptation by Relative Phase Permeability'

74. Using // Тр. 9-й междунар. конф. CSIT'2007. Уфа, 2007. Т. 2. С. 186-188(Статья на англ. яз.) '

75. Тагирова. К.Ф. Управляемая технология нефтедобычи ' на основе динамических моделей. // Вычислительная техника и новые информационные технологии : межвуз. науч. сб. Уфа, УГАТУ, 2007. Вып. 6. С. 30-35.

76. Теория, и практика применения новых методов увеличениянефтеотдачи. Сборник научных трудов. — Уфа, изд. Башнипинефть,'1981", с. 149. ' •

77. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов.— М.: 'ОАО "Издательство "Недра", 1999. 659 с: ил. .164 •

78. Тер-Саркисов P.M. Гужов H.A. и др. Моделирование разработки •месторождений природных газов с воздействием на пласт. — М.: ОАО"Издательство "Недра", 2004. 590 с.

79. Трапезникова М.А., Чурбанова. Н.Г. Моделирование . процессанефтедобычи явными и неявными численными методами. // Математическое моделирование. М.: Академиздатцентр "Наука" -1997. том 9. - №6. - С.53-66.

80. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении, второе H3flaHHej — M.: 2001. — 143 с.

81. Уразаков K.P., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое ■оборудование для кустовых скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.-268 е.: ил. '

82. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Технологияповышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984 -271с.

83. Халимов Э.М., Халимов К.Э. Россия мировой лидер нефтегазодобычи (новый этап развития) // «Геология нефти и газа» № 2/2007. - С.33-38.

84. Чиликин М.Г., Ключев В.И., Сандлер A.C. Теория • автоматизированного электропривода. -М.:Энергия, 1979. -616 с.

85. Шаршнев. А. Станции управления насосами нефтедобычи -интеллект нарастает www.electromash.ru ' .

86. Шахвердиев А.Х. Унифицированная методика. расчета эффективности геолого-технологических мероприятий. Нефтяное.хозяйство.-2001.-№5.-С. 44-48

87. Шашель А.Г., Колганов В.И. Прерывистость карбонатных, коллекторов Башкирского • яруса (на примере Ильменевского месторождения). / Геология нефти и газа 09,1996. С. 56-64.

88. Шахвердиев А.Х., Максимов М.М., Рыбицкая Л.П.' Моделирование залежей нефти' с позиций системной оптимизации процессов. Нефтяное хозяйство. — 2000. — №12. -С. 19—22. .

89. Щелкачев В. Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 608 с.110. . Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б! Подземная гидравлика.,— Ижевск: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика, 2001. 736 с.

90. Янтудин А.Н., .Фазуллин А.З., Мукминов И.Р! Интегрированный подход к совершенствоваию разработки месторождений1 на поздней стадии. // Ростехнадзор. 2009. №6.

91. Begg S.H., Carter R.R., Dranfleld P. Assigning effective values to ' simulator gridblock parameters for heterogeneous reservoirs.// Spe res.eng. -1989. № 4. - p.455.

92. Durlofsky L.J. Numerical, calculation of equivalent- gridblock permeability tensors for heterogeneous porous media.// Water Resources Research. 1991. - V. 27, № 5. - P. 699-711. •

93. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation.- Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632.- 1989.- 430 pp. " ''

94. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic applied reservoir • simulation. Richardson, Texas. - 2001. - 406 pp.

95. McCoy J.N., Rowlan O.L., Becker D.J., Podio A.L. How to Maintain High Producing Efficiency in Sucker. Rod Lift Operations. // SPE .Productionand Operations Symposium, 22-25 March 2003, Oklahoma City, Oklahoma

96. Odeh A.S. Comparison of Solutions to a Three Dimensional Black -Oil Reservoir Simulation Problem / / JPT. - Vol. 33, January 1981, p. 13025.

97. Peaceman D.W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. -Amsterdam Oxford - New York: Elsevier Scientific Publishing Company, 1977.- 176 pp. . •

98. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation. // SPE Journal. 1978.- V.I8, № 3.- P. 183-i94.