Оптимизация подбора оборудования скважин с учетом прогноза надежности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.01, кандидат наук Субарев, Дмитрий Николаевич

• Субарев, Дмитрий Николаевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Субарев, Дмитрий Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ

1.1 Механизированный способ добычи нефти погружными электроцентробежными насосами

1.2 Факторы, осложняющие процесс эксплуатации скважин с ЭЦН

2 РАЗРАБОТКА И ОПИСАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ СИСТЕМЫ «ЭЦН-ПЛАСТ-СКВАЖИНА»

2.1 Базовая модель гидродинамики СС с ЭЦН

2.1.1 Гидростатическая модель подъемника

2.1.2Гидродинамическая модель призабойной зоны пласта

2.1.3Математическая модель погружного центробежного насоса

2.2 Модель нагрева ПЭД

2.3 Выводы по разделу

3 МОДЕЛИ ВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ НА ПАРАМЕТРЫ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ

3.1 Модель миграции и выноса мехпримесей

3.2 Дополнение математическое модели ЭЦН

3.3 Модель деструкции притока

3.4 Факторная модель эксплуатационного ресурса ЭЦН

3.5 Пример численного моделирования

г

\

3.5.1 Общие сведения о параметрах коллектора, конструкции

скважины и насосного оборудования

3.5.20писание вычислительного эксперимента

3.5.3Результаты вычислительного эксперимента

4 КРИТЕРИЙ И АЛГОРИТМЫ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ

ПАРАМЕТРОВ ОБУСТРОЙСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ

4.1 Обоснование целевых условий

4.2 Описание схемы поиска оптимальных параметров обустройства

4.3 Описание вычислительного эксперимента

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация подбора оборудования скважин с учетом прогноза надежности»

ВВЕДЕНИЕ

Современное состояние нефтедобычи в Западной Сибири подошло к тому, что предприятия вынуждены эксплуатировать месторождения, которые находятся на поздней стадии разработки, либо характеризуются сложными условиями залегания.

Статистика отказов электроцентробежных насосов (ЭЦН), приводимая предприятиями нефтедобычи, свидетельствуют, что основные причины преждевременного выхода погружной установки из строя связаны с действием осложняющих факторов эксплуатации [27]. Так, в соответствии с данными ОАО «Самот-лорнефтегаз», основной причина отказов ЭЦН является агрессивная среда (коррозия) (13,4%), мехпримеси (27,5%), твердые отложения (24,5%), субъективные причины (20%), оборудование (14,6%). Представленный набор факторов, как правило, остаётся неизменным для разных групп месторождений, с возможной вариацией долевых пропорций.

Одной из основных причин сокращения межремонтного периода оборудования, практически во всех нефтяных компаниях, является вынос мехпримесей (высокая концентрация взвешенных частиц). Перекачка погружной установкой нефтяного потока с высоким содержанием взвешенных частиц может приводить к засорению проточных каналов рабочих органов ЭЦН, ускоренному абразивному износу узлов, оседанию мехпримесей в нижней части насоса, что в итоге ведет к сокращению периода наработки на отказ силовой установки [47].

Значительный вклад в исследование различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН внесли следующие ученые и инженерно-технические работники: В.А. Амиян, A.A. Богданов, В.А. Ведерников, И.В. Генералов, Ш.К. Гиматудинов, В.И. Грайфер, С.И. Грачев, Ю.В. Зейгман, В.Н. Ивановский, Л.В. Игревский, Л.С. Каплан, М.Л. Карнаухов, Р.Я. Кучумов, B.C. Линев, П.Д. Ляпков, В.П. Максимов, Д.В. Маркелов, А.Х. Мирзад-жанзаде, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьев, М.Н. Персиянцев, И.Г. Соловьев, А.П. Телков, K.P. Уразаков, В.Н. Филиппов, А.К. Ягафаров и др.

В условиях всеобщей информатизации существующие методики и алгоритмы подбора стали реализовываться в программных комплексах, что повысило скорость и точность проведения расчетов. Наибольшее практическое применение по подбору насосного оборудования нашли такие программные комплексы как «SubPUMP» (Petroleum bifonnation Dwight's), «WellFlo» (Edinburg Petroleum Sendees), «PIPESIM» (Schlumberger), «Автотехнолог» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), «НАСОС» (БашНИПИнефть), «NeoSel-Pro» (Новомет-Пермь) и «YECN» (Нефтеспецтехника) [30,33,54,85,88,89].

Одним из наиболее распространённых программных комплексов среди нефтяников является «PIPESIM», который позволяет пользователю производить корреляцию многофазных потоков для точного расчета гидравлических потерь напора в подъёмнике, режимов течения, оценивать PVT диаграммы свойств флюида, определять наиболее подходящий способ механизированной добычи, производить подбор насосного оборудования и т.д.

Пример данного программного комплекса свидетельствует, что область вопросов, решаемых при помощи таких программ довольно обширная, а физические и математические модели, положенные в основу, являются весьма емкими, что создает дополнительную сложность в процессе их настройки. Задача подбора погружного оборудования сводится к выбору рационального типоразмера насоса из условия постоянства скважинных параметров на протяжении всего периода работы без учета их возможного дрейфа, вызванного эксплуатационными условиями, а расчет последствий от неноминальных условий учитывается в качестве обособленного модуля. При этом не вводится обобщенный целевой показатель, который позволил бы оценивать конкурентные решения, с учетом экономической политики предприятия. Стоит заметить, что программные комплексы настраиваются по исходным данным проектирования и не ориентированы на оперативное обновление параметров по реальным данным промысловой эксплуатации.

Обозначенные проблемы позволяют заключить, что оптимальная политика обустройства и эксплуатации обязывает рассчитывать возможные последствия от

работы системы в неноминальных условиях, что следует учитывать одновременно в проектах разработки и обустройства.

Целью представленной работы является совершенствование подходов и методов расчета параметров обустройства скважин погружными электронасосами в осложненных условиях выноса мехпримесей.

Достижение этой цели предусматривает решение следующих задач:

— Обоснование и модернизация базовой гидростатической модели производительности скважинной системы обустроенной электронасосом.

— Дооснащение базовых соотношений блоками, учитывающими:

• динамику деструкции (снижения) притока;

• динамику механического износа и засорения рабочей зоны насоса;

• суммарную динамику освоения эксплуатационного ресурса.

— Формализация задачи оптимального обустройства с введением функционала качества.

— Разработка алгоритма решения вариационной задачи.

Объектом исследования является гидростатическая модель скважинной системы на нефть, обустроенной погружным электроцентробежным насосом.

Предметом исследования является методика расчета оптимальных параметров обустройства скважины электронасосом с учетом деструктивных воздействий выносов мехпримесей.

Положения, выносимые на защиту:

— Комплексная модель скважинной системы, дополненная блоками динамики деструкции притока, рабочих характеристик насоса и динамики освоения эксплуатационного ресурса электронасоса в условиях выноса мехпримесей.

— Правило построения критерия оптимального обустройства и эксплуатации скважины на периоде до отказа электронасоса с индивидуальными настройками коэффициентов затратности предприятий.

— Симплекс-алгоритм и вычислительная методика подбора оптимальных параметров насоса по номинальному расходу, напору и глубине подвески с прогно-

зом графиков полного вектора состояния системы до момента отказа и оценкой ущерба от деструктивных следствий выносов.

Результаты исследований по построению комплексной модели скважинной системы, включая модель нагрева двигателя, миграции и выноса мехпримесей, динамики осадконакоплений, абразивного износа и деструкции притока, базируются на классических законах гидравлики, гидромеханики центробежных насосов, линейной фильтрации, балансах тепломассообменов с динамикой кумулятивной трансформации первого порядка.

Модель динамики освоения эксплуатационного ресурса конструируется по правилам линейной регрессии с выделением главных факторов ускоренного износа по отклонению от номинальных уставок эксплуатации.

Формализация задачи оптимального выбора соответствует системным правилам построения вариационных задач с введением интегрального функционала качества (прибыль) и уравнений связи (комплексная модель).

Сформулированные правила выбора оптимальной глубины подвески сопровождаются полной аналитикой вывода.

Алгоритм решения вариационной задачи выбора оптимального типоразмера насоса с расчетной глубиной подвески реализован по схеме перебора допустимых решений в направлении максимизации прибыли (симплекс-метод). Каждая поисковая итерация, связанная с восстановлением интеграла качества, основана на численном интегрировании нелинейно-дифференциальных уравнений связи на полном интервале наработки на отказ.

Работа содержит следующие новые научные результаты: — Дана новая формализация и постановка задачи принятия решения по оптимизации параметров обустройства и режима эксплуатации скважины с ЭЦН, определяющая оптимальные по критерию прибыли пропорции между:

• производительностью системы,

• вызванными последствиями выносов мехпримесей,

• наработкой на отказ погружного оборудования.

— Доказанный алгоритм расчета оптимальной глубины подвески обнаруживает качественное различие решений от динамики и вида деструктивных последствий. При засорении и износе минимальное погружение рассчитывается по состоянию параметров системы на момент начала эксплуатации, а в случае падения продуктивности притока расчет осуществляется по прогнозу состояния параметров на момент отказа.

Результаты исследований:

— Разработанная методика расчета оптимальных параметров обустройства и режима эксплуатации скважины устанавливает экономически выгодные пропорции между показателями механической устойчивости притока, искомой производительностью и наработкой на отказ погружного оборудования, что важно для согласованной политики геологических и технологических служб производства.

Результаты вычислительного анализа свидетельствуют, что практика максимально допустимых отборов с предельными уровнями заглубления, как правило, неоптимальна.

— Разработанные средства модельного анализа деструкции притока, рабочих характеристик насоса и динамики освоения ресурса системы существенно расширяют регулировочные потенциалы технологий нефтедобычи в режиме реального времени. Уровень сложности модельных решений с минимальным количеством настраиваемых параметров позволяет сопровождать и эксплуатировать системные решения по месту в рамках информационных ресурсов самого предприятия.

Вычислительные схемы анализа работы скважинной системы, разработанные правила и алгоритмы оптимального подбора оборудования реализованы в программной среде «МАТЪАВ 7.0.1». Созданные образы визуально-графического анализа могут быть использованы в учебном процессе, как лабораторный базис по курсу «Автоматизация технологических процессов».

1 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ

1.1Механизированный способ добычи нефти погружными электроцентробежными насосами

В течение последних десятилетий во всем мире наблюдается постоянный рост количества скважин, которые эксплуатируются посредством ЭЦН. Это объясняется совершенствованием техники и технологии добычи нефти этим способом, возможностями автоматизации и регулирования работы нефтяных скважин [29]. Помимо известных преимуществ ЭЦН, таких как достаточно высокий КПД в области средних и высоких подач по сравнению с другими установками для механизированной добычи, совершенствование и создание ступеней насоса, газосепараторов и диспергаторов новых конструкций, позволяющих использовать установки при высоких газосодержаниях на входе в насос, совершенствование материалов погружного электродвигателя, эти установки меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины по сравнению с СШНУ [72].

Установка погружного центробежного насоса включает в себя наземное и погружное оборудование. К наземному оборудованию относится электрооборудование установки (повышающий трансформатор и станция управления) и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией).

В состав погружного оборудования входит электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из собственно центробежного насоса (ЦН), приводимого в действие при помощи погружного электродвигателя (ПЭД), оборудованного гидрозащитой, которая представляет собой систему механических уплотнений и используется для предотвращения поступления жидкости в электродвигатель и устранения опасности короткого замыкания. Также в состав электронасоса входят обратный и сливной клапаны и газосепаратор (ГС) [28].

В системах ЭЦН электродвигатель располагается внизу компоновки, а насос сверху [13,14]. В нижней части насоса располагаются фильтрующая сетка и, при необходимости, газосепаратор, предназначенный для уменьшения объемного содержания свободного газа на первых ступенях насоса. Электрический кабель крепится к наружной поверхности НКТ, и компоновка в сборе спускается в скважину таким образом, что насос и электродвигатель находятся ниже уровня жидкости.

Отличительной особенностью погружного центробежного насоса является то, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов [16]. Пакеты ступеней, представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов, вставляется в корпус секции насоса. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 400 до 1300 ступеней.

Габариты ПЭД определяются рядом причин, в том числе габаритами скважины и необходимой для достаточного охлаждения величиной кольцевого зазора между электродвигателем и обсадной колонной. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм [13,14]. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполняется секционным.

В последние годы всё большая часть фонда добывающих скважин оснащается преобразователями частоты (ПЧ), включенными в состав станции управления ЭЦН, которые расширяют возможности оперативного управления установкой [43]. Это позволяет, с одной стороны, управлять производительностью насоса, путем изменения частоты питающего напряжения, нивелируя факторы неопределенности параметров скважинной системы при подборе типоразмера оборудования, и, с другой стороны, управлять величиной максимального электромагнитного

момента двигателя (косвенно, путем управления величиной напряжения), снижая риск заклинивания [49,69,70]. Также становятся возможными более эффективные алгоритмы пуска установки, особенно в режиме расклинивания.

Под подбором ЭЦН к нефтяным скважинам понимается определение типоразмера установки, обеспечивающего заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ) [60]. В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы "нефтяной пласт - скважина - насосная установка" и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по методикам разработанным П.Д. Ляпковым, И.Т. Мищенко, K.P. Уразаковым, В.Н. Ивановским, B.C. Линевым, в основу которых положены законы фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, законы гидростатики движения газоводонефтяной смеси по колонне обсадных труб, законы изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д. Также, часто необходимо знать точные значения температуры, как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса и погружного электродвигателя с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в условиях дрейфа параметров притока [60].

Необходимо отметить, что при любом способе подбора ЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать комплексные модели системы «пласт - скважина - насосная установка» с приемлемой точностью [60].

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения [50,60]:

- процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.;

- инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора ЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом [60]:

1. по геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида [60];

2. по законам разгазирования потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке "забой скважины - прием насоса" определяется необходимая глубина спуска насоса, или давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата [60]. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим ограничением может являться максимально допустимая температура нагрева электродвигателя насоса. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески;

3. по выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса [60];

4. по планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора [60]. Для выбранных типоразмеров насосных

установок проводится пересчет их "водяных" рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание;

5. по новой напорной характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору [60]. По пересчитанным мощностным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель;

6. по температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов погружной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристиками насоса и двигателя) [60];

7. после окончательного подбора ЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. При указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя [60];

В. после окончания подбора ЭЦН, установка, при необходимости, проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионо-стойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Бурный рост возможностей и повсеместное внедрение электронно-вычислительных машин не мог не вызвать стремление использовать их уникальные возможности для упрощения и ускорения проведения расчетов подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам [60]. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном счете. При этом в основу компьютерных методик расчета положены те же ограничения, что и при ручном подборе оборудования. Наибольшее практическое применение по подбору насосного оборудования нашли такие программные комплексы, как «SubPUMP», «WellFlo», «PIPESIM», «Автотехнолог», «НАСОС», «NeoSel-Pro» и «YECN» [30,33,85,88,89].

Программа «SubPUMP», разработанная компанией "Petroleum bifonnation Dwight's", позволяет выбирать решения о системе «пласт-скважина-насос» для множества вариантов подбора, отвечающих исходным требованиям пользователя, но отсутствует база данных с историей режимов работы скважины, а так же режим автоподбора оборудования [30].

Разработанный компанией "Edinburg Petroleum Sendees" программный комплекс «FloSystem 3» включает в себя программу «WellFlo». «WellFlo» позволяет построить модель скважины графическим способом или в виде таблицы и произвести подбор оборудования при различных условиях эксплуатации [30]. В данном программном комплексе отсутствует режим автоподбора и тепловой расчет погружного электродвигателя.

Компанией "Schlumberger" разработан программный комплекс «PIPESIM», который обеспечивает моделирование установившегося многофазного потока для нефтегазодобывающих систем. Основная особенность «PIPESIM» заключается в интегрированном и открытом построении системы, что позволяет разрабатывать общую модель системы добычи от пласта до технологического оборудования, но в нем отсутствует база данных по электроцентробежным насосам российского производства и при расчетах не учитывается возможность освоения скважины.

На кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработан программный продукт, который

известен под названием «Автотехнолог», основанный на продолжении работ П.Д. Ляпкова, И.Т. Мищенко, В.И. Игревского и А.Н. Дроздова [30,33,88]. При этом используются большие объемы данных, собираемых с множества скважин.

Коллектив авторов "БашНИПИнефть" под руководством К.Р. Уразакова и Ю.В. Алексеева разработал программно-технологический комплекс «НАСОС», в котором заложен анализ состояния добывающих скважин с использованием информационного массива и данных промысловых исследований, в т.ч. данных ин-клинометрии ствола скважин, расчетов рациональных технологических параметров ЭЦН, температурного режима электродвигателя и кабеля, равнопрочной конструкции колонны насосно-компрессорных труб [30]. Программа использует большое количество геолого-технической информации [85].

ЗАО "Новомет-Пермь" предлагает свой программный продукт для подбора ЭЦН - «№о8е1-Рго» [30]. Основной особенностью «Кео8е1-Рго» является то, что в нем предусмотрено обоснование конической схемы компоновки ЭЦН (насос, состоящий из секций ступеней на разную подачу).

ООО «Нефтеспецтехника» предлагает пакет программ «УЕСЫ», где заложенные методики учитывают все основные физические факторы, имеющие место в реальных процессах подъема газожидкостной смеси, гидродинамические эффекты, проявляющиеся при работе насоса [30]. Но в нем отсутствует возможность технико-экономической оценки подбора оборудования и возможность расчета деформации погружного агрегата.

Анализ существующих программ по подбору погружного оборудования показывает, что каждый программный комплекс включает свой индивидуальный набор исходных данных для расчета, которые также могут отличаться по структуре их сбора (давность сбора данных, усреднение данных по группе скважин или месторождения), что в итоге приводит к невозможности сделать вывод о точности и адекватности программ [54]. Кроме того, большинство программных пакетов рассчитано на работу оборудования в эксплуатационных условиях, характерных на момент проектирования, без учета возможных дрейфов параметров во времени, либо оценка этих дрейфов учитывается, но используется в качестве отдельного

компонента программы, не интегрированного в комплексную методику по подбору оборудования. Стоит также сказать, что предлагаемые платформы и программные реализации не сопровождаются должным математическим описанием, лежащим в основе моделей, что не позволяет учитывать возможность применения методики и адекватность описания к конкретным производственным ситуациям.

Таким образом, для комплексного проведения расчётов по подбору оборудования и адекватной оценки выбранного решения необходимо:

— унифицированный перечень исходных данных для расчета;

— редуцирование объема исходных данных для возможности сопровождения модели в условиях реальной эксплуатации [98];

— возможность использования данных с историей режимов работы скважины для оценки дрейфа параметров в нестационарных условиях работы;

— переход к комплексному представлению, одновременно учитывающему ресурс притока, ресурс оборудования, а также экономические факторы работы предприятия.

1.2 Факторы, осложняющие процесс эксплуатации скважин с ЭЦН

Как было сказано ранее, основной сложностью оптимального подбора погружного оборудования является последующая эксплуатация ЭЦН в нестационарных условиях вследствие дрейфа скважинных параметров, а также увеличение непроизводственных затрат ресурса погружного оборудования. В конечном счете, вышеназванные факторы приводят к тому, что полученные экономические показатели могут отличаться от тех, что были получены на стадии проектирования. Таким образом, рациональный подбор погружного оборудования возможен лишь в том случае, когда все факторы, осложняющие процесс добычи, учитываются как на уровне ресурсных и экономических показателей, так и на уровне параметров самой скважинной системы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Субарев, Дмитрий Николаевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Акулич, И.Л. Математическое программирование в примерах и задачах / И.Л. Акулич - М.: Высшая школа. - 1986. - 319 с: ил.

2. Акульшин, А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений / А.И. Акульшин - М.: Недра. - 1988. - 240 с.

3. Алексеев, Ю.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосов : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.15.06) / Алексеев Юрий Владимирович. - Уфа, 2000. - 23 с.

4. Анализ эффективности фильтров для защиты погружного оборудования для добычи нефти от механических примесей [Электронный документ] // Режим доступа : www.tatpromfilter.ru/files/File/Analiz-effektivnosti-filirov.doc.

5. Антагулов, А.Р. Прогнозирование технического состояния УЭЦН при эксплуатации с оценкой динамических нагрузок : автореф. дис. на соиск. учен, степ. канд. техн. наук (05.02.13) / Атнагулов Альберт Рашитович. - Уфа, 2008. - 24 с.

6. Антагулов, А.Р. Прогнозирование наработки на отказ электроцентробежного насоса перед спуском в скважину и оценка его остаточного ресурса при эксплуатации / А.Р. Атнагулов, И.Е. Ишемгужин // НТЖ "Нефтяное хозяйство". -2010.-№6. -С. 43-46.

7. Аравин, В.И. Теория движения жидкостей и газов в недеформированных пористых средах / В.И. Аравин, С.Н. Нумеров - М.: Гостехтеориздат, 1953. -616 с.

8. Атнабаев З.М. Скважинный эжектор для предотвращения повышения за-трубного давления и срыва подачи УЭЦН / З.М. Атнабаев // НТЖ "Нефтяное хозяйство". - 2001. - №4. - С. 72-74.

9. Афанасьев, A.B. Использование технологии крепления призабойной зоны скважины «ЛИНК» для ограничения выноса песка / A.B. Афанасьев // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2010. - № 2. - С. 38-48.

10. Бабенко, К.И. Основы численного анализа / К.И. Бабенко - М.: Наука, 1986. -374 с.

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

12. Богачев, Б.А. Аналитический способ определения дебита вертикальной скважины в момент ее остановки для исследования / Б.А. Богачев, И.И. Цепляев, A.C. Яговцев // НТЖ "Нефтяное хозяйство". - 2004. - № 11.

13. Богданов, A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (Расчет и конструкция) / A.A. Богданов - М.: Недра, 1968. - 272 е.: ил.

14. Богданов, A.A. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм. Обзорная информация, сер. «Машины и нефтяное оборудование» / A.A. Богданов -М.: ВНИИОЭНГ. - 1985. - №10. - 63 с.

15. Булатов, А.И. Спутник буровика: справочное пособие / А.И. Булатов, C.B. Долгов - М.: ООО "Недра-бизнесцентр", 2006. - 532 с: ил.

16. Бухаленко, Е.И. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования: учебник для подготовки и повышения квалификации слесарей по монтажу, обслуживанию и ремонту нефтепромыслового оборудования / Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдуллаев. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985. -392 е.: ил.

17. Ведерникова, Ю.А. Оценивание гидродинамических параметров системы "пласт-скважина-насос" в режиме нормальной эксплуатации : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.13.06) / Ведерникова Юлия Александровна. - Тюмень, 2006. - 16 с.

18. Вентцель, Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология / Е.С Вентцель. - 2-е изд. - М.: Наука, 1988. - 208с.

19. Вентцель, Е.С. Элементы динамического программирования методология / Е.С Вентцель. -М.: Наука, 1961. - 176с.

20. Гарифуллин, А.Р. Опыт борьбы с мехпримесями в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / А.Р. Гарифуллин // ПТНЖ "Инженерная практика". -2010.-№2.-С. 20-25.

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

22. Генералов, И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения : ав-тореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Генералов Иван Викторович. - Уфа, 2005. - 20 с.

23. Гиматудинов, Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Ш.К. Гиматудинов, P.C. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. - М.: Недра, 1983. -455 с.

24. Гнеденко, Б.В. Элементарное введение в теорию массового обслуживания / Б.В. Гнеденко, А.Я. Хинчин. - 6-е изд. - М.: Наука, 1964. - 146 с.

25. Гнеденко, Б.В. Введение в теорию массового обслуживания / Б.В. Гнеденко, И.Н. Коваленко - М.: Наука, 1966. - 301 с.

26. Говорков, Д.А. Алгоритмы и программы решения обратных задач гидродинамики скважины с погружным электронасосом : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.13.18) / Говорков Денис Александрович. -Тюмень, 2010. - 22 с.

27. Гребенюк, А.Н. Применение новых материалов и деталей в УЭЦН в скважинах с осложненными условиями эксплуатации / А.Н. Гребенюк // НТЖ "Территория "НЕФТЕГАЗ". - 2006. - №10. - С. 36.

28. Деньгаев, A.B. Испытания газосепараторов различных конструкций к погружным центробежным насосам / A.B. Деньгаев, А.Н. Дроздов, B.C. Вербицкий // НТЖ "Нефтепромысловое дело". - 2004. - №4. - С. 49-54.

29. Донской, Ю.А. О применении УЭЦН для добычи высокогазированных жидкостей / Ю.А. Донской, А.Ю. Дарищев // НТЖ "Нефтепромысловое дело". -2009.-№2.-С. 58-61.

30. Ерка, Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работ : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Ерка Борис Александрович. -Тюмень, 2006. - 24 с.

31. Зейгман, Ю.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений / Ю.В. Зейгман, A.B. Колонских // НТЖ " Нефтегазовое дело". -2005.-№2. -С. 1-9.

32. Ибрагимов, Г.З. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов // НТЖ "Нефтепромысловое дело". - 1971. - №4. - С. 21-24.

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

34. Казаков, Д.П. Эксплуатация малодебитного фонда скважин в ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз» / Д.П. Казаков // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2010. - № 7. - С. 74-79.

35. Камалетдинов, P.C. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями / P.C. Камалетдинов, А.Б. Лазарев // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2012. -№2.-С. 6-13.

36. Каталог компании ООО «Алмаз» [Электронный документ] // Режим доступа : http ://www.almaz-hmao.ru/Catalogue/1 _info_web.pdf.

37. Каталог ООО «Производственная компания «Борец» [Электронный документ] // Режим доступа : http://borets.ru/upload/listovki/ECN.pdf.

38. Каталог погружного оборудования для добычи нефти компании ООО «Иж-нефтепласт» - 2013 год [Электронный документ] // Режим доступа : http://izhnefteplast.ru/files/catalog/equipment.pdf.

39. Кафаров, В.В. Системный анализ процессов химических технологий. Статистические методы идентификации процессов химической технологии /В.В. Кафаров, И.Н. Дорохов, J1.H. Липатов - М.: Наука, 1982. - 344 с.

40. Ким, В.Э. Опыт эксплуатации противопесочных фильтров на скважинах водозаборного фонда Ванкорского месторождения / В.Э. Ким, И.С. Зайнулин // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2011. - № 11-12. - С. 26.

41. Кнунянц, И.Л. Химический энциклопедический словарь / И.Л. Кнунянц - М.: «Советская энциклопедия», 1983. - 792 с.

42. Кожин, А.Г, Анализ факторов, влияющих на износ погружного электрооборудования / А.Г. Кожин, И.Г. Соловьёв // НТЖ "Вестник кибернетики". -2006.-№5.-С. 3-9.

43. Козлов, В.В. Оперативное управление погружными установками добычи нефти с учетом ресурса изоляции электродвигателя : дис. на соиск. учен, степ. канд. техн. наук (05.13.06) / Козлов Василий Владимирович. - Тюмень, 2009.- 156 с.

44. Комелин, A.B. Интеллектуальная автоматизированная система управления установкой электроцентробежного насоса : автореф. дис. на соиск. учен, степ. канд. техн. наук (05.13.06) / Комелин Алексей Владимирович. - Уфа, 2006. - 20 с.

45. Конопелько, А.Ю. Система конструирования и исследования алгоритмов деформируемых конфигураций / А.Ю. Конопелько, В.А. Ольховская, A.B. Песков, В.В. Гритчина // Материалы VI международной научно-практической конференции. - Самара: СамГТУ, 2009, Т. 2. - С. 175-180.

46. Кудрявцев, И.А. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса мехпримесей (на примере Самотлорского месторождения) : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Кудрявцев Игорь Анатольевич. - Тюмень, 2004. - 23 с.

47. Кузьмичев, Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин - эффективный способ эксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей / Н.П. Кузьмичев // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2010. - № 2. - С. 107-110.

48. Курбатова, Е.А. MATLAB 7. Самоучитель / Е.А. Курбатова - М.: «Диалектика», 2005. - 256 с. - ISBN 5-8459-0904-Х.

49. Лопатин, P.P. Модели и алгоритмы частотно-регулируемого процесса расклинивания электроцентробежного насоса при добыче нефти в осложненных условиях : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.13.06) / Лопатин Руслан Равилевич. - Томск, 2011. - 24 с.

50. Ляпков, П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине: учебное пособие / П.Д. Ляпков - М.: МИНГ, 1987. - 71 с.

51. Максимов, В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях / В.П. Максимов - М.: Недра, 1976. - 238 с.

52. Максимов, Ю.А. Алгоритмы линейного и дискретного программирования / Ю.А. Максимов-М.: МИФИ, 1980.

53. Малозёмов, В.Н. Полиномиальные сплайны / В.Н. Малозёмов, А.Б. Певный -Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1986. - 120 с.

54. Мальцев, Н.В. Разработка физико-математической модели процесса освоения скважин с помощью УЭЦН : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Мальцев Никита Валерьевич. - М., 2013. - 21 с.

55. Методы оптимизации [Электронный документ] // Режим доступа : http://portal.tpu.rU/SHARED/g/GISH/Teacher_Work/MOp/Tab/OptimumPoisk.do с.

56. Мищенко, И.Т. Технология и техника добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости из скважин / И.Т. Мищенко - М.: Недра, 1980. - 200 с.

57. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов / И.Т. Мищенко - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

58. Нагиев, А.Т. Разработка и исследование технологий добычи нефти при применении интенсивных методов воздействия на пласт : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Нагиев Али Тельман Оглы. - Тюмень, 2006. - 24 с.

59. Острейковский, В.А. Теория надежности / В.А. Острейковский - М.: Высшая школа, 2003. - 463 с.

60. Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам [Электронный ресурс] // Режим доступа : http://aut0techn0l0gist.c0m/d/meth0dl.d0c.

61. Портнягин, A.JI. Модель оценки остаточного ресурса погружного оборудования / A.JI. Портнягин, И.Г. Соловьёв // НТЖ "Вестник кибернетики". - 2002. - №1. - С. 103-108.

62. Растригин, JI.A. Современные принципы управления сложными объектами / JI.A. Растригин - М.: Сов. Радио. - 1980. - 232 с.

63. Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН - ТМС - 3. Руководство по эксплуатации ЦГКД 228 РЭ [Электронный ресурс] // Режим доступа : http://www.elekton.ru/pdf/re-tms-3.pdf

64. Смирнов, Н.И. Научные подходы к повышению надежности УЭЦН / Н.И. Смирнов, H.H. Смирнов, С.Ф. Горланов // ПТНЖ "Инженерная практика". -2010,-№2.-С. 14-18.

65. Соловьев, И.Г. Линейная модель ресурса погружного электроцентробежного насоса / И.Г. Соловьев, В.К. Конопелька. // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 1987. -№6. - С. 7-10.

66. Соловьёв, И.Г. Критерии и алгоритмы стабилизации оптимального режима эксплуатации погружного насоса / И.Г. Соловьёв, В.В. Фомин, С.Г. Басов, А.Г. Кожин // Журнал "Известия вузов. Нефть и газ". - Тюмень: ТюмГН-ГУ.2010. -№6. - С. 51-54.

67. Соловьёв, И.Г. Вопросы информатизации и управления эксплуатацией скважин с погружным электронасосом / И.Г. Соловьев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2010. - №8. - С. 43-47.

68. Соловьёв, И.Г. Стратегии и цели оптимальных режимов эксплуатации скважин / И.Г. Соловьев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2011. - №7. - С. 28-33.

69. Субарев, Д.Н. Условия заклинивания ЭЦН / Д.Н. Субарев, В.И. Кучерюк, P.P. Лопатин // Современные техника и технологии: материалы XV международ-

ной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Томск: ТПУ, 2009, Т. 1. - С. 480-482.

70. Субарев, Д.Н. Условия возникновения заклинивания ЭЦН / Д.Н. Субарев, В.И. Кучерюк, P.P. Лопатин // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: IV ежегодный международный сборник научных трудов, посвященный 10-летию Института Нефти и Газа. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 429-433.

71. Субарев, Д.Н. Модель учета дебита скважин на основе использования мобильной установки и метода ваттметрии / Д.Н. Субарев // Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании: материалы IV Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 24-27.

72. Субарев, Д.Н. Проблемы оперативного управления погружными установками системы "УЭЦН-скважина" в условиях малопродуктивных пластов / Д.Н. Субарев // НТЖ "Вестник кибернетики". - 2011. - №10. - С. 41-46.

73. Субарев, Д.Н. Задачи подбора типоразмера и режима работы УЭЦН / Д.Н. Субарев // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна: материалы VII всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 335-340.

74. Субарев, Д.Н. Оптимизация эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН / Д.Н. Субарев // Компьютерное моделирование и системный анализ в нефтегазовой отрасли и образовании: материалы региональной научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 94-99.

75. Субарев, Д.Н. Оптимизация подбора типоразмера и режима работы погружного насоса / И.Г. Соловьев, Д.Н. Субарев // НТЖ "Вестник кибернетики". -2012.-№11.-С. 3-8.

76. Субарев, Д.Н. Управление параметрами обустройства и режимом эксплуатации скважины с погружным электронасосом / И.Г. Соловьев, Д.Н. Субарев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2012 - №7. - С. 15-21.

77. Субарев, Д.Н. Оптимальное управление обустройством и режимами эксплуатации скважины с погружным УЭЦН / Д.Н. Субарев // Материалы итоговой конференции аспирантов ИГиН ТюмГНГУ и ИПОС СО РАН. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012.-С. 15.

78. Субарев, Д.Н. Оптимизация процесса обустройства и управление режимами эксплуатации скважин с погружным электронасосом / Д.Н. Субарев // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна: материалы VIII всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012.-С. 224-228.

79. Субарев, Д.Н. Эволюция состояния и динамика освоения ресурса ЭЦН при действии осложняющих факторов эксплуатации / И.Г. Соловьев, Д.Н. Субарев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2013. - №5. - С. 44-49.

80. Субарев, Д.Н. Факторная модель динамики освоения ресурса ЭЦН / И.Г. Соловьев, А.Г. Кожин, Д.Н. Субарев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2013. - №8. - С. 25-29.

81. Субарев, Д.Н. Оценка влияния факторов, осложняющих процесс добычи при помощи ЭЦН на ресурс погружного оборудования / Д.Н. Субарев // Материалы итоговой конференции аспирантов ИГиН ТюмГНГУ и ИПОС СО РАН. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - С. 5-6.

82. Токунов, В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 701 с.

83. Топольников, A.C. Комплексный подход к проектированию системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей / A.C. Топольников, К.В. Литвиненко, Р.Р. Рамазанов // ПТНЖ "Инженерная практика". -2010.-№2.-С. 84-89.

84. Требин, Г.Ф. Нефти месторождений Советского Союза: справочник / Г.Ф. Требин. - 2-е изд. - М.: Недра, 1980. - 553 с.

85. Уразаков, К.Р. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса «НАСОС» в ОАО «Юганскнефтегаз» / К.Р. Уразаков, Ю.В. Алексеев, Н.Ю. Коробейников, З.М. Атнабаев // НТЖ "Нефтяное хозяйство". -1999.-№9.-С. 47-49.

86. Филиппов, В.Н. Надёжность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти / В.Н. Филиппов - М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. - 50 с.

87. Фомин, В.В. Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважины с погружным насосом после глушения : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.13.06) / Фомин Виталий Викторович. -Тюмень, 2006. - 16 с.

88. Фролов, C.B. Обзор современных программ для подбора нефтедобывающего оборудования /C.B. Фролов, В.Н. Ивановский // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2000. - №9.

89. Фролов, C.B. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путем разработки и внедрения методики подбора и оптимизации работы оборудования : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.02.13) / Фролов Сергей Викторович. - Москва, 2005. - 20 с.

90. Харитонов, А.Г. Анализ отказов по причине «засорения» по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» / А.Г. Харитонов // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2010. - № 2. - С. 81-83.

91. Ципкин, Я.З. Информационная теория идентификации / Я.З. Ципкин - М.: Наука, 1995.-336 с.

92. Чернова К.В. Эксплуатация глубинных электроцентробежных насосных установок в условиях интенсивного солеотложения / К.В. Чернова, Г.А. Ап-тыкаев, В.В. Шайдаков // НТЖ " Современные наукоемкие технологии". -2007.-№10.-С. 28-33.

93. Шакиров, Э.И. Опыт применения технологий добычи и ограничения песко-проявления на пластах пачки ПК месторождений Барсуковского направления / Э.И. Шакиров // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2010. - № 2. - С. 58-65.

©i

94. Шашкин, M.A. Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО / М.А. Шашкин // ПТНЖ "Инженерная практика". - 2010. - № 2. - С. 26-30.

95. Шмидт, АА Повышение эффективности эксплуатации скважин осложненных содержанием мехпримесей в продукции : автореф. дис. на соиск. учен. степ, канд. техн. наук (25.00.17) / Шмидт Андрей Александрович. - Уфа, 2007. - 18 с.

96. Штурн, Л.В. Разработка методики рационального режима эксплуатации электроцентробежных насосов при форсированном отборе жидкости : автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Штурн Людмила Валерьевна. - Тюмень, 2009. - 23 с.

97. Яблонский, Г.С. Кинетические модели каталитических реакций / Г.С. Яблонский, В.И. Быков, А.Н. Горбань. - Новосибирск: Наука (Сиб. отделение). -1983.-255 с.

98. Zdolnik, S. Real-time Optimization Approach fori5,000 ESP Wells / S. Zdolnik, A. Pashali, D. Markelov, M. Volkov // SPE 112236, 2008.

99. Casanova, V. Real-time implementation of multirate control techniques for an ICCS / V. Casanova J. Salt // Proceedings of the 15th IF AC World Congress, 2002. - Barcelona, Spain.

100. Viassolo Daniel E. Design of multirate output controllers with an engineering application / Viassolo E. Daniel, Rotea Mario A // Proceedings of the 15th IF AC World Congress, 2002. - Barcelona, Spain.