Модели и алгоритмы систем управления процессами эксплуатации нефтяных скважин в условиях неопределенности параметров притока тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Лапик Олег Игоревич

• Лапик Олег Игоревич
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Лапик Олег Игоревич

ВВЕДЕНИЕ

1 ВОПРОСЫ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНОЙ С ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ

1.1 Краткий анализ задач управления нефтяной скважиной с электроцентробежным насосом

1.2 Проблемные аспекты оперативного контроля и управления

1.2.1 Факторы неопределенности в процессе скважинной добычи нефти

1.2.2 Оперативное частотное регулирование режима и осложняющие факторы эксплуатации

1.3 Модельные технологии при решении задач управления процессами нефтедобычи

1.4 Постановка задачи оперативного частотного регулирования с контролем лимитирующих факторов работы ЭЦН

1.5 Выводы по главе

2 КОМПЛЕКСНАЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ С ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ

2.1 Структура модели и принятые обозначения

2.2 Расчетные соотношения комплексной гидродинамической модели

2.2.1 Модель притока газожидкостной смеси в забой скважины

2.2.2 Модели основных сегментов конструкции скважины

2.2.3 Модель частотно-регулируемого ЭЦН

2.2.4 Модели функциональных ограничений устойчивой работы ЭЦН

2.3 Алгоритм расчета расширенного вектора режимных состояний скважины

2.4 Вычислительный анализ работы комплексной гидродинамической модели скважины

2.5 Выводы по главе

3 ПРОГРАММНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИНЫ С ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ

3.1 Постановка задачи программного регулирования

3.2 Синтеза алгоритма программного регулирования

3.3 Моделирование работы системы программного регулирования

3.4 Учет неопределенности параметров модели притока при формировании

программных траекторий управления

3.5 Численное моделирование работы системы программного регулирования при

интервальной неопределенности

3.6 Выводы по главе

4 СИСТЕМА СТАБИЛИЗАЦИИ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИНЫ С КОНТРОЛЕМ ОГРАНИЧЕНИЙ РЕЖИМНЫХ СОСТОЯНИЙ

4.1 Структура системы стабилизации производительности скважины с частотно-

регулируемым ЭЦН

4.2 Наблюдатель режимных состояний подъемника

4.3 Закон ПИ-регулирования производительности скважины

4.4 Численное моделирование работы системы стабилизации

4.5 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. СВИДЕТЕЛЬСТВО О РЕГИСТРАЦИИ ПРОГРАММЫ ДЛЯ

ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. АКТ О ПРАКТИЧЕСКОМ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РЕЗУЛЬТАТОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ В. АКТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В УЧЕБНОМ ПРОЦЕССЕ

120

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Модели и алгоритмы систем управления процессами эксплуатации нефтяных скважин в условиях неопределенности параметров притока»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В условиях истощения и постепенной выработки легко извлекаемых запасов углеводородов с одной стороны, и изменчивости конъюнктуры рынка нефтепродуктов с другой, совершенствование систем оперативного управления механизированным фондом скважин является одним из приоритетных направлений повышения эффективности и рентабельности отрасли. В частности, согласно опубликованным данным Росстата [1] и Экспертного совета по механизированной добыче нефти [2, 3] за 2017-2022 годы, основная часть вводимых и эксплуатируемых нефтяных скважин в Российской Федерации обустроено погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН).

Одной из основных функций оперативного уровня управления нефтедобывающей скважиной является обеспечение заданных по командам с верхних уровней показателей добычи. Однако, стабилизация предписанных технологических режимов осложнена скрытой динамикой истощения залежи и, как следствие, снижением продуктивности притока, что требует адекватного снижения производительности для упреждения выхода ЭЦН в предаварийное состояние срыва подачи.

Системные остановы скважин непрерывного фонда - как правило, связанные с приближением режимных состояний системы к границам функциональной устойчивости работы ЭЦН по свободному газу у приема и динамическому уровню в затрубном пространстве [4] - вызваны срабатыванием противоаварийных защит станции управления, поскольку эксплуатация в запретной зоне негативно влияет на показатели ресурсно-энергетической эффективности жизненного цикла ЭЦН.

Масштабное обустройство скважин ЭЦН с частотно-регулируемой подачей и подсистемами глубинной и устьевой телеметрии существенно расширяют контрольно-регулировочные потенциалы технологий нефтедобычи [5-13], создавая необходимую основу для построения систем управления режима реального времени, обеспечивающих адекватную (за счет прямого контроля

режимных состояний) и своевременную (согласованную с динамикой дрейфов) реакцию на изменяющиеся условия эксплуатации.

В этих условиях активное развитие находят дистанционные технологии контроля и управления на основе математических моделей объектов и технологий нефтедобычи. Однако, получившие широкое распространение платформы и инструментальные средства интегрированного моделирования процессов эксплуатации месторождений, участков и скважин, хорошо зарекомендовавшие себя при решении задач проектирования и планирования на длительный период эксплуатации, плохо подходят для решения задач оперативного управления. Причиной этого являются сложность и детальность пространственно-распределенного описания, как следствие, высокие требования к количеству и качеству исходных данных и квалификации пользователей [14, 15], что препятствует синтезу на их основе инструментов, пригодных для использования в технологиях реального времени по месту сбора первичных данных.

Эффективность численно-аналитического конструирования алгоритмов и систем управления во многом связана с построением математической модели объекта [16-18], отвечающей целям управления и действующим лимитирующим факторам эксплуатации и характеризующейся:

- комплексным характером описания основных связей, отражающих взаимовлияние между основными характеристиками системы, управляющим воздействием и порождаемыми реакциями режимных состояний;

- факторной полнотой описания, учитывающей специфику действий осложняющих и лимитирующих факторов реальной эксплуатации;

- конечномерным (упрощенным) характером описания управляемых процессов, открывающим возможность реализации модели и созданных на ее основе алгоритмов в режиме реального времени по месту сбора первичной промысловой информации.

В этой связи, развитие теоретических положений и вычислительных методов конструирования инструментов оперативного контроля и управления на основе комплексных моделей скважинных систем приобретает особую актуальность.

Состояние вопроса. Теоретические основы для построения математических моделей скважинных систем и процессов нефтедобычи заложены в трудах Мищенко И. Т., Богданова А. А., Ляпкова П. Д., Гиматудинова Ш. К., Щелкачева В. Н., Чарного И. А. и др.

Условно, публикации по проблематике повышения эффективности процессов управления скважинами с ЭЦН на основе модельных технологий контроля и управления можно разделить на несколько направлений исследований:

- разработка виртуальных измерителей, наблюдателей режимных состояний и вычислительных схем идентификации характеристик скважинных систем (Ипатов А. И., Закиров Э. С., Боженюк Н. Н., Говорков Д. А. и др.);

- разработка алгоритмов оптимизации выбора параметров обустройства и режима с учетом влияния реальных скважинных условий на характеристики погружного оборудования (Ивановский В. Н., Донской Ю. А., Уразаков К. Р., Сабиров Д. В., Топольников А. С., Пашали А. А. и др.);

- разработка систем и алгоритмов автоматического управления (Нугаев И. Ф., Тагирова К. Ф., Волков М. Г., Субарев Д. Н., Алаева Н.Н. и др.).

Анализ публикаций позволяет заключить, что не смотря на значительное внимание к вопросам оперативного управления, теоретические аспекты создания законов формирования управляющего воздействия для частотной регулировки подачи, в особенности при действии лимитирующих и осложняющих факторов эксплуатации, в научной литературе освещены недостаточно.

Создание математических моделей скважинной системы во многом позволяет решить задачи мониторинга и оптимизации режимов. Однако, оперативное управление на основе модельных инструментов по принципу оптимизации режима требует реализации функций обратных связей на основе непрерывных алгоритмов идентификации параметрических настроек. Зачастую обеспечить выполнение данных процедур синхронно с периодом расчёта управляющего воздействия по данным телеметрического контроля и надёжного сопровождения модели скважинной системы, не всегда удается.

Известные подходы к построению алгоритмов замкнутого управления, как

правило, ограничиваются функционалом стабилизации одного режимного состояния без прямого учёта и коррекции решений по лимитирующим ограничениям, имеющих различные причины и закономерности изменчивости.

Таким образом, тема диссертационного исследования посвящена разработке численно-аналитических схем и алгоритмов автоматической стабилизации режимов эксплуатации скважин на основе комплексной математической модели, развивая и обобщая результаты научного коллектива Соловьёва И. Г. на задачи оперативного уровня управления.

Основная идея работы заключается в построении комплексной гидродинамической модели скважинной системы, устанавливающей основные взаимосвязи в виде конечномерных корреляций между управляющим воздействием, характеристиками и режимными состояниями, и синтезе на ее основе алгоритмов управления режима реального времени.

Целью диссертационной работы является разработка теоретических положений и вычислительных методов синтеза алгоритмов оперативного управления в условиях неопределенности параметров притока с коррекцией управляющего воздействия по границам функциональной устойчивости работы электроцентробежного насоса.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Провести анализ проблемных вопросов непрерывной эксплуатации скважин с ЭЦН в условиях действия факторов неопределенности.

2. Разработать комплексную модель скважинной системы типа «приток -подъемник - электроцентробежный насос - устье» для постановки и решения задач управления.

3. Формализовать задачи оперативного управления по отработке плановых поручений методом частотной регулировки подачи с учетом функциональных ограничений при дрейфах параметров притока.

4. Разработать алгоритмы управления по законам программного и пропорционально-интегрального регулирования с автоматической коррекцией

воздействия по контролю свободного газа и динамического уровня над приёмом насоса.

5. Выполнить численную реализацию и анализ работы синтезированных систем при возмущении плановой производительности в условиях дрейфов ключевых параметров притока.

Научная новизна. При выполнении исследования были получены следующие новые научные результаты:

1. Разработано новое представление комплексной гидродинамической модели скважины, отличающееся переходом на:

- квадратичные корреляции кинетических потерь напора в сегментах подъёмника;

- квадратичную аппроксимацию напорной и кубическую мощностной характеристик ЭЦН;

- квадратичное описание модели притока,

с уточнением потенциальных потерь напора посредством распределённой привязки объёмных коэффициентов нефти к сегментам подъёмника, что в совокупности позволяет точнее воспроизводить поведение скважины в равновесных и переходных режимах управления.

2. На основе обновлённого описания гидродинамики скважины разработан алгоритм программного регулирования, отличающийся коррекцией траектории управления вдоль ближайшей из функциональных границ по газу и динамическому уровню у приема насоса. Полученное решение обобщено на условия интервальной неопределенности параметров притока по подпору пласта и обводнённости, что позволяет без данных глубинного контроля гарантировать безостановочную работу системы с оценками допустимых границ исполнения плановых поручений.

3. Разработан алгоритм управления скважиной на основе пропорционально-интегрального закона, отличающийся формированием по оценкам наблюдателя комплексного сигнала ошибки регулирования по производительности с компонентами контроля границ устойчивой работы ЭЦН по газу и динамическому

уровню, что гарантирует непрерывный режим эксплуатации с возможно близкой отработкой плановых поручений при слабых дрейфах параметров притока.

Теоретическая значимость работы. Даны системная и математическая формализация задач оперативного регулирования производительности скважины с построением комплексной гидродинамической модели, целевых условий и алгоритмов управления с явным учётом взаимовлияния между частотой питающего напряжения, режимными состояниями и основными лимитирующими факторами, образующих нижний уровень иерархии адаптивных систем управления процессами скважинной нефтедобычи;

Функциональная структура модели и созданные на ее основе системы управления могут быть дополнены вторичными моделями действия осложняющих факторов, критериями оптимальности управления и подсистемами параметрического оценивания и идентификации дрейфующих характеристик по данным реальной эксплуатации.

Практическая значимость. Полученные результаты направлены на повышение надежности и информативности оперативного управления скважиной с ЭЦН при отработке плановых показателей добычи в условиях скрытой изменчивости подпора пласта и обводненности притока.

Вычислительные схемы и алгоритмы доступны для реализации на информационных ресурсах цеха добычи в качестве инструментов:

- оценки расширенного вектора режимных состояний по текущим данным промыслового контроля;

- расчета управляющего воздействия и оценки регулировочного потенциала системы;

- прогноза и анализа поведения системы при изменении режима.

Практическая применимость результатов исследования подтверждена при

имитационных и опытно-промышленных испытаниях на реальных скважинах в проектах ООО «Газпромнефть ИТО».

Внедрение результатов исследования. Результаты исследования использованы в производственной деятельности ООО «Газпромнефть ИТО» при

разработке программного и алгоритмического обеспечения автоматизированных систем управления технологическими процессами нефтедобывающих скважин. Внедрены в практику деятельности Тюменского индустриального университета в учебных дисциплинах кафедры кибернетических систем.

Основные результаты, полученные автором и выносимые на защиту:

1. Комплексная гидродинамическая модель скважины с ЭЦН с уточненным описанием и более точным численным восстановлением равновесных и переходных режимов управления скважиной.

2. Алгоритм программного регулирования с введением интервальной неопределенности параметров притока по подпору и обводненности, позволяющий рассчитать программу частотной регулировки по отработке плана с соблюдения ограничений работы ЭЦН по газу и уровню.

3. Алгоритм управления по пропорционально-интегральному закону компенсации комплексного сигнала ошибки регулирования, позволяющий при ухудшении параметров притока автоматически перейти на стабилизацию ближайшего из ограничений по газу и уровню.

Объектом исследования является процесс оперативного управления добывающей нефтяной скважиной непрерывного фонда, обустроенной частотно-регулируемым электроцентробежным насосом и средствами устьевой и глубинной телеметрии.

Предмет исследования - проблемно-ориентированные математические модели скважинной системы типа «приток - подъемник - электроцентробежный насос - устье» и связанные с ними законы и алгоритмы управления.

Методология и методы исследования. В диссертационной работе применены классические положения теории фильтрации и подземной гидродинамики, теоретические основы гидростатики и трубной гидравлики в условиях действия законов материального баланса, рекуррентные методы вычислительного анализа нелинейной гидродинамики моделируемых процессов, а также системные положения теории автоматического управления по постановке и решению обратных задач, синтезу систем замкнутого управления.

Соответствие паспорту специальности. Диссертационная работа соответствует паспорту научной специальности ВАК РФ 2.3.1. «Системный анализ, управление и обработка информации, статистика» по следующим направлениям исследований: п. 2 «Формализация и постановка задач системного анализа, оптимизации, управления, принятия решений, обработки информации и искусственного интеллекта»; п.4 «Разработка методов и алгоритмов решения задач системного анализа, оптимизации, управления, принятия решений, обработки информации и искусственного интеллекта»; п. 9 «Разработка проблемно-ориентированных систем управления, принятия решений и оптимизации технических объектов».

Достоверность полученных результатов. Обоснованность и достоверность теоретических положений, результатов и выводов диссертационной работы подтверждается полнотой выводов моделей и алгоритмов на основе общепринятых теоретических положений и расчетных соотношений, корректными допущениями при составлении моделей и логикой математических выводов, применением современных средств компьютерного моделирования. Работоспособность разработанных в рамках диссертационного исследования вычислительных схем подтверждена успешными результатами тестирований на реальных скважинах в рамках опытно-промышленных испытаний ООО «Газпромнефть ИТО».

Апробация результатов исследования. Основные результаты диссертационного исследования были очно представлены на следующих научно-технических конференциях: Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 18.05.2022 и 22.05.2023); Молодежной школе-семинаре по проблемам управления в технических системах имени А.А. Вавилова (г. Санкт-Петербург, 27.05.2022); Международной научно-практической конференции «Научная территория: технологии и инновации» (г. Тюмень, 17.11.2022 и 23.11.2023); Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы функционирования систем транспорта» (г. Тюмень, 08.12.2022); Всероссийской (Национальной) научно-практической

конференции «Математическое и экспериментальное моделирование физических процессов» (г. Биробиджан, 15.12.2022); Международной научно-практической конференции-конкурсе «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (г. Тюмень, 21.04.2023, 18.04.2024 и 02.04.25); XII Всероссийской (Национальной) научно-практической конференции научных, педагогических работников и аспирантов «Управление в современных системах» (г. Челябинск, 14.12.2023); XII Всероссийской научной конференции «Системный синтез и прикладная синергетика» (пос. Нижний Архыз, 25.09.2024); 6-й научно-технической конференции «Повышение эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин в осложненных условиях-2024» (г. Москва, 09.10.2024); VI Международной научно-практической конференции «Современное программирование» (г. Нижневартовск, 10.12.2024); IV Международной научно-практической конференции молодых ученых «Казанские научные чтения имени В.Г. Тимирясова - 2024» (г. Казань, 13.12.2024).

Публикации по теме исследования. По теме диссертационного исследования опубликовано 16 работ, в том числе 3 статьи в изданиях рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования Российской Федерации; 2 статьи в изданиях, индексируемых в международных базах Web of Science и Scopus; одно свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Личный вклад автора диссертационной работы заключается в постановке задач, разработке расчетных схем и алгоритмов, выполнение вычислительных экспериментов, формирование выводов и рекомендаций. Теоретическое обоснование и математический аппарат представленных в диссертационной работе и публикациях моделей и систем управления разработаны при непосредственном участии автора.

Структур и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка сокращений и списка использованных источников из 152 наименований. Диссертационная работа изложена на 116 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков, 4 таблицы и 3 приложения.

1 ВОПРОСЫ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНОЙ С ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ

В первой главе выполнен анализ проблемных вопросов непрерывной эксплуатации скважин с ЭЦН в условиях осложнений и путей их преодоления на основе модельных технологий замкнутого регулирования. Поставлена задача оперативного частотного регулирования производительности скважины с ЭЦН при отработке плановых поручений по командам с верхних уровней управления с учетом динамики осложняющих и лимитирующих факторов.

1.1 Краткий анализ задач управления нефтяной скважиной с электроцентробежным насосом

Сложившаяся практика применения ЭЦН связана с подбором параметров обустройства и типоразмера установки на период полного жизненного цикла - от спуска в скважину - до отказа по причине полного освоения ресурса [19, 20, 21], а эффективность процесса подъема скважинной продукции во многом определяется как характеристиками установки ЭЦН, создающей необходимую энергию для подъема скважинной продукции, так и совокупностью принимаемых управленческих решений для обеспечения стабильной и устойчивой работы погружного оборудования.

Традиционно, цель управления процессом эксплуатации скважин связана с выбором режима и параметров обустройства, обеспечивающих для заданных на момент начала эксплуатации характеристик притока максимальный уровень производительности по объему добываемой жидкости [22].

Однако, в реальных условиях эксплуатации с негативным проявлением осложняющих факторов [23, 24, 25], таких как:

- переход растворенного газа в свободное состояние;

- повышенный уровень нагрева ЭЦН;

- ускоренный абразивный износ из-за наличия механических примесей;

- отложения солей, парафинов и гидратов;

- повышенная вязкость нефти и другие,

частые отказы привели к дополнению цели требованием сохранения нормативных сроков безаварийной эксплуатации ЭЦН.

Проблемным аспектам эксплуатации установок ЭЦН в реальных скважинных условиях и разработке вычислительных схем определения параметров технологических процессов и характеристик погружных агрегатов посвящены труды Муравьева И. М., Крылова А. П., Ляпкова П.Д., Богданова А. А., Мищенко И. Т. и другие [22-28].

Описанию свойств компонентов газожидкостной смеси (ГЖС) и физических процессов фильтрации при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых пластовых систем посвящены труды Щелкачева В. Н., Лапука Б. Б., Чарного И. А., Гиматудинов Ш. К и других [29-35].

В основном, известные решения проблемы повышения эффективности процессов скважинной нефтедобычи, во многом вызванной изменчивостью характеристик продуктивного пласта и свойств добываемого флюида, направлены на совершенствование регламентов подбора параметров обустройства по типоразмеру и глубине спуска насоса, мероприятий и технических средств по борьбе с осложняющими факторами эксплуатации, новых материалов и конструктивных исполнений ЭЦН с повышенной устойчивостью к скважинным условиям, и др. [36-45]. В совокупности это определяет множественность существующих на сегодня задач управления процессом эксплуатации скважинных систем, в том числе расчет и назначение текущих режимов добычи, а также их дальнейшую стабилизацию в реально меняющихся условиях.

Современный подход к постановке целей управления скважиной носит комплексный, во многом оптимизационный, характер. Однако, критерии оптимальности для каждого отдельного месторождения различны и могут включать как показатели надежности погружного оборудования, так и

экономические факторы - потери прибыли от вынужденных простоев скважины, затраты на электроэнергию, техническое обслуживание и плановые мероприятия и другие [46-53].

В условиях реальной эксплуатации общая схема формирования цели управления - это минимизация отклонений от установленного проектом разработки плана добычи, который на момент назначения учитывает потенциал продуктивности залежи и действующие осложняющие факторы.

Отметим, что добывающая нефтяная скважина по всем критериям соответствует понятию сложной системы. Современный подход к ее изучению, описанию и управлению, сводится к выделению отдельных элементов, зачастую также являющихся сложными иерархически организованными системами с характерными только для них целями.

Все это находит свое отражение в научно-исследовательских и опытно-конструкторских работах ведущих нефтедобывающих компаний по направлениям интеллектуализации систем управления, процессов, скважин, месторождений и так далее [54-58], что очевидно требует разработки комплекса проблемно-ориентированных и индивидуальных, но взаимосвязанных решений.

Согласно исследованием [59, 60, 61], систему управления процессом эксплуатации скважины непрерывного фонда можно представить как иерархическую трехуровневую, субординированную по динамике принятия управленческих решений, как это изображено на рисунке 1.1.

Так, показатели ресурсно-энергетической эффективности жизненного цикла работы ЭЦН закладываются на начальном этапе выбора параметров обустройства по типоразмеру и глубине подвески установки ЭЦН с последующей корректировкой режимов отбора, согласованных с продуктивностью залежи и действующим набором осложняющих и лимитирующих факторов. Это, согласно рисунку 1.1, соответствует цели первого уровня - обеспечение максимальной прибыли от добычи нефти на полном жизненном цикле ЭЦН.

Второй уровень иерархии преследует цель обеспечения достижимости назначенной производительности за счет периодического проведения

регламентных мероприятий по борьбе с проявлениями осложняющих факторов эксплуатации, таких как тепловая, механическая или химическая обработка для восстановления гидропроводности подъёмника, и обеспечением минимальных эксплуатационных затрат.

Рисунок 1.1 - Задачи управления процессом эксплуатации скважины

Самая быстрая динамика принятия решений характерна для оперативного уровня управления. Здесь ставятся задачи стабилизации назначаемых по командам с верхних уровней иерархии расчётных режимных состояний и их кратковременных возмущений по программам компенсации недоборов, квотирования и иных причин изменения режима, что в условиях осложнений должно реализовываться в реальном времени. В контексте задач управления под реальным временем понимается адекватная (за счет прямого контроля режимных состояний) и своевременная (согласованная с динамикой дрейфов) реакция на изменяющиеся условия эксплуатации. Поэтому задачи этого уровня во многом связаны с непрерывным контролем близости режимных состояний системы как к плановому уровню, так и к границам функциональной устойчивости работы ЭЦН

для упреждения останова скважины.

В соответствии с этим тема диссертационного исследования посвящена решению задач третьего (оперативного) уровня, что отвечает повседневной практике контроля и управления процессами эксплуатации скважин в режиме реального времени.

1.2 Проблемные аспекты оперативного контроля и управления 1.2.1 Факторы неопределенности в процессе скважинной добычи нефти

Решение задач оперативного уровня управления во многом осложняется факторами неопределенности, проявляющейся в недостатке или отсутствии информации о текущих условиях эксплуатации и их динамике.

Наиболее характерными причинами неопределенности являются невозможность получения исчерпывающей геолого-технологической информации о характеристиках продуктивного пласта и добываемого флюида, а также периодический регламент контроля ряда режимных состояний. Основным источником геологической информации для служб разработки и эксплуатации месторождений являются гидродинамические исследования скважин (ГДИС). Результаты интерпретации ГДИС содержат данные по давлению и коэффициенту продуктивности, определяющих приток газожидкостной смеси (ГЖС) в скважину. По множеству причин [62-68] обеспечить высокую надежность определения и прогноза динамики пластовых условий не всегда удается. Кроме того, на практике характерна различная периодичность проведения ГДИС, зависящая от затрат на их выполнение и потерь объемов добычи, поскольку распространенные методики исследования требуют выполнения пуска-остановочных операций в течении некоторого интервала времени.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лапик Олег Игоревич, 2026 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Технико-экономические показатели работы организаций по добыче нефти и природного газа за 2022 год: отчет Федеральной службы государственной статистики (Росстат). - URL: https://rosstat.gov.ru/storage/mediabank /pok107_Calendar1_2022.xls (дата обращения: 10.05.2025). - Текст: электронный.

2. Камалетдинов Р. С. Механизированная добыча нефти в России. Основные тенденции / Р. С. Камалетдинов. - Текст: электронный // Oil&Gas Journal Russia. - 2018. - № 6-7. - URL: http://pump-sovet.com/upload/statya_kamaletdinov_oil&gas_journal_%E2%84%966-7_2018.pdf (дата обращения: 10.05.2025).

3. Павлихина А. Н. Экспертный подход к механизированной добыче / А. Н. Павлихина. - Текст: электронный // Neftegaz.RU. - 2019. - № 4. - URL: http://pump-sovet.com/upload/statya_po_itogam_md-2019_jurnal_neftegaz.ru_4_nomer_2019.pdf (дата обращения: 10.05.2025).

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

5. Ипатов, А. И. Разработка и внедрение дистанционной системы интеллектуального глубинного гидродинамико-геофизического мониторинга эксплуатационного фонда скважин / А. И. Ипатов [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. - 2019. - № 4. - С. 38-47.

6. Гумеров, О. А. Опыт применения частотно-регулируемого привода для повышения эффективности эксплуатации установки электроцентробежного насоса на Арланском месторождении / О. А. Гумеров, К. О Гумеров. // Нефтяное хозяйство. - 2014. - Т. 12. - № 4. - С. 24-34.

7. Донской, Ю. А. ЭЦН с частотно- регулируемым приводом / Ю. А. Донской, С. С. Пекин // Территория Нефтегаз. - 2010. - №3. - С. 68-69.

8. Феофилактов, С. В. Высокоточные системы погружной телеметрии для проведения гидродинамических исследований / С. В. Феофилактов // Нефтегазовая

Вертикаль. - 2011. - № 11. - С. 62-63.

9. Тагирова, К. Ф. Концептуальные основы автоматизации управления установками электроцентробежных насосов нефтедобывающих скважин / К. Ф. Тагирова, И. Ф. Нугаев // Мехатроника, автоматизация, управление. - 2020. - Т. 21.

- № 2. - С. 102-109.

10. Camilleri, L. A. Tuning VSDs in ESP Wells to Optimize Oil Production— Case Studies / L. A. Camilleri [et el.] // SPE Artificial Lift Conference and Exhibition -Americas, 28-30 August 2018. / - The Woodlands, Texas, USA,2018. - URL: https://doi.org/10.2118/190940-MS (дата обращения 17.12.2024)

11. Bouldin, B. A Review of Downhole Wireless Technologies and Improvements / B. Bouldin [et el.] // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 15-18 November, 2021. / - Abu Dhabi, UAE, 2021. - URL: https://doi.org/10.2118/207466-MS (дата обращения 28.01.2025).

12. Sayed, R. A. F. Effective Use of Real-Time Remote Monitoring System in Offshore Oil Wells Optimization, Case Study from Gulf of Suez - July Field / R. A. F. Sayed [et el.] // Offshore Technology Conference, 4-7 May 2020. / - Houston, Texas, USA, 2020. - URL: https://doi.org/10.4043/30610-MS (дата обращения 10.02.2025).

13. Bimani, A. Case Study Toward Digital Oil Field: How the ESP Operation is Changing by Using Automatic Well Models in PDO's ESP Fields / A. Bimani [et el.] //SPE Gulf Coast Section Electric Submersible Pumps Symposium, 13-17 May, 2019. /

- The Woodlands, Texas, USA, 2019. - URL: https://doi.org/10.2118/194414-MS (дата обращения 08.02.2025).

14. Агеев, Ш. Р. Программные продукты «NovometSel-Pro», «Калькулятор ЭЦН», «Программа расчета энергоэффективности» / Ш. Р. Агеев [и др.] // Бурение и нефть. - 2013. - № 10. - С. 36-39.

15. Соловьев, И. Г. Структурно-функциональный анализ системы оптимального управления для осложненного фонда скважин с ЭЦН / И. Г. Соловьев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2019. -№ 8(553). - С. 14-19.

16. Перегудов, Ф. И. Основы системного анализа: учебник / Ф. И.

Перегудов, Ф. П. Тарасенко. - Томск: Изд-во НТЛ, 2001. - 396 с.

17. Растригин, Л. А. Современные принципы управления сложными объектами / Л. А. Растригин. - Москва: Советское радио, 1980. -232 с.

18. Ротач, В. Я. Теория автоматического управления/ В. Я. Ротач. -Москва: Изд-во МЭИ, 2004. - 397 с. ил.

19. Горланов, С. Ф. Основные итоги и задачи в области повышения надежности УЭЦН / С. Ф. Горланов. - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2011. - № 5. - URL: https://glavteh.m/основные-итоги-и-задачи-в-области-повы/ (дата обращения: 22.04.2025).

20. Мельниченко, В. Е. Эксплуатация осложненного фонда скважин ОАО «НГК «СЛАВНЕФТЬ» / В. Е. Мельниченко - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2012. - № 12. - URL: https://glavteh.m/эксплуатация-осложненного-фонда-скв-4/ (дата обращения: 22.04.2025).

21. Рукин, М. В. Методика определения наработки на отказ установки электроцентробежного насоса / М. В. Рукин, В. А. Молчанова, К. Р. Уразаков // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. -2022. -Т. 333, № 12. - С. 219-229.

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

23. Богданов, А. А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (расчет и конструкция) / А. А. Богданов. - Москва: Недра, 1968. Гостоптехиздат, - 271 с.

24. Каплан, Л. С. Оператор по добыче нефти и попутного газа / Л.С. Каплан. - Уфа, 2005. - 554 с.

25. Мищенко, И. Т. Расчеты в добыче нефти / И. Т. Мищенко. - Москва: Недра, 1989. — 245 с.

26. Муравьев, И. М. Эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для нефт. вузов/ И. М. Муравьев, А. П. Крылов. - Москва-Ленинград: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

27. Михайлов, А. К. Лопастные насосы. Теория, расчёт и конструирование / А. К. Михайлов, В. В. Малюшенко. - Москва: Изд-во Машиностроение, 1977. -288 с.

28. Эксплуатация скважин в осложненных условиях / С. С. Алескеров [и др.]. - Москва: Недра, 1971. - 199 с.

29. Лапук, Б. Б. Подземная гидравлика / Б. Б. Лапук, В. Н. Щелкачев. -Москва-Ленинград: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1949. - 525 с.

30. Чарный, И. А. Подземная гидрогазодинамика / И. А. Чарный. -Москва.: Гостоптехиздат, 1963. - 397 с.

31. Гиматудинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта: учебник для вузов. / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. - 3-е изд. 2, перераб. и доп. -Москва: Недра, 1982. - 311 с.

32. Справочная книга по добыче нефти / Г. Е. Рябухин, Ш. К. Гиматудинов, В. Н. Мамуна [и др.]. - Москва: Недра, 1974. - 704 с.

33. Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / Л. С. Лейбензон. - Москва-Ленинград: Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1947. - 244 с.

34. Подземная гидравлика: учебник для вузов / К. С. Басниев, А. М. Власов, И. Н. Кочина, В. М. Максимов. - Москва: Недра, 1986. - 304 с.

35. Азиз, Х. Математическое моделирование пластовых систем / Х. Азиз, Э. Сеттари; под редакцией М. М. Максимова; перевод с английского А. В. Королев, В.П. Кестнер; - Москва: Институт компьютерных исследований, 2004 - 411 с.

36. 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.

37. Зудин, Б. Г. Подбор электроцентробежного насоса на скважину Восточно-Ламбейшорского месторождения / Б. Г.Зудин, О. В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2021. - № 3. - С. 109-125.

38. Байбурин, И. Р. Особенности эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях ООО «РН-Ставропольнефтегаз» / И. Р. Байбурин, Ф. З. Булюкова, В. У. Ямалиев // Нефтегазовое дело. - 2011. - №. 1. - С. 31-34.

39. Гилаев, Г. Г. Методы борьбы с основными видами осложнений при эксплуатации скважин / Г. Г. Гилаев // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 4. - C. 6266.

40. Агеев, Ш. Р. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации // Ш. Р. Агеев [и др.] - Текст: электронный // АО «Новомет-Пермь». - URL: https://www.novomet.ru/science_files/512810572005.pdf (дата обращения: 15.04.2025).

41. Ивановский, В. Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти

- что нового? / В. Н. Ивановский, А. Н. Дроздов. // Территория Нефтегаз. - 2007. -№ 11. - С. 36-47.

42. Ивановский, В. Н. Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей / В. Н. Ивановский [и др.] // Территория Нефтегаз. - 2015. - № 4. - С. 20-24.

43. Касливцев, Р. В. Анализ внедрения технологии закачки ингибитора солеотложений в пласт для предотвращения отложений неорганических солей в призабойной зоне добывающих скважин для условий нефтяных месторождений Республики Башкортостан / Р. В. Касливцев, Н. М. Токарева. - Текст: электронный // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2016. - №. 2. - С. 105-119.

- URL: https://ogbus.ru/files/ogbus/issues/2_2016/ogbus_2_2016_p105-119_KaslivtsevRV_ru.pdf (дата обращения: 10.05.2025).

44. Камалетдинов, Р. С. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями / Р. С. Камалетдинов, А. Б. Лазарев. - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2010. - № 2. - URL: https://glavteh.ru/ обзор-существующих-методов-борьбы-с-м/ (дата обращения: 10.05.2025).

45. Красиков, А. Н. Материалы и технологии для осложненных условий эксплуатации: мехпримеси / А. Н. Красиков. - Текст: электронный // Инженерная

практика. - 2011. - № 5. - URL: https://glavteh.ru/материалы-и-технологии-для-осложненн/ (дата обращения: 10.05.2025).

46. Юдин, Е. В. Методы моделирования и оптимизации периодических режимов работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов / Е. В. Юдин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2023. - № 5. - С. 116-122.

47. Корабельников, М. И. Оптимизация режимов работы скважин установками электроцентробежных насосов на современном этапе добычи нефти / М. И. Корабельников // ВестникЮУрГУ. Серия «Энергетика». - 2017. -Т. 17, №1. - С. 29-33.

48. Грибенников, О. А. Вопрос оптимизации работы УЭЦН на примере Бобровского месторождения «Оренбургнефть»/ О. А. Грибенников, М. Ю. Шумахер, О. Н. Рудь. // Булатовские чтения: материалы II Международной научно-практической конференции,31 марта 2018 г.: в 7 т.: сборник статей; под общ. ред. д-ра техн. наук, проф. О.В. Савенок. - Краснодар: Издательский Дом - Юг, 2018. -Т. 2 в 2 ч.: Разработка нефтяных и газовых месторождений. - Ч. 1. - С. 144-148.

49. Соловьев, И. Г. Многорежимная частотная оптимизация для скважин с электроцентробежным насосом / И. Г. Соловьев, И. В. Константинов, Д. А. Говорков. // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2022. -Т. 333, № 10. - С. 203-211.

50. Букреев, В. Г. Стратегия управления электротехническим комплексом механизированной добычи нефти на основе экономического критерия / В. Г. Букреев, Н. Ю. Сипайлова, В. А. Сипайлов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2017. -Т. 328, № 3. - С. 75-84.

51. Bermudez, F. An ESP Production Optimization Algorithm Applied to Unconventional Wells / F. Bermudez [et el.]. // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 15-18 November 2021. / - Abu Dhabi, UAE, 2021. - URL: https://doi.org/10.2118/207824-MS (дата обращения 13.05.2025).

52. Ali, Z. Unifying of Steady State and Transient Simulations Methodologies for Increasing Oil Production of Integrated Network of Wells, Pipeline and Topside Processing Equipment/ Z. Ali [et el.]. // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition &

Conference, 15-18 November 2021. / - Abu Dhabi, UAE, 2021. - URL: https://doi.org/10.2118/207470-MS (дата обращения 13.05.2025).

53. Kerunwa, A. Evaluation of Electrical Submersible Pump on Field Production Network Optimization in Niger Delta Oilfield. / A. Kerunwa, J.U. Obibuike, N.U. Okereke, S.G. Udeagbara, A.N. Nwachukwu, S.T. Ekwueme // Open Journal of Yangtze Gas and Oil. - 2022. - V. 7. - P. 26-47.

54. Хисанов, Р. М., Ценность создания интегрированной модели нефтяного месторождения / Р. М. Хисанов[и др.]. // Нефтегазовое дело. - 2024. - Т. 22. - № 3. - С. 60 - 68. - URL: https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-3-60-68 (дата обращения: 05.06.2025)

55. Повышев, К И. Интегрированная модель как фундамент для выбора способа эксплуатации на месторождении с высоким содержанием газа / К. И. Повышев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. - 2019. - №4 (71). - URL: DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10043 (дата обращения: 05.06.2025).

56. Агупов, М. А. Опыт построения и применения интегрированных моделей / М. А. Агупов [и др.] // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли: Сборник докладов научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство», 16 - 31 марта 2019 г. / Санкт-Петербург-Самара-Анапа-Волгоград; -Москва: ЗАО "Издательство "Нефтяное хозяйство", 2020. - С. 163-169.

57. Власов, А. И. Обзор технологии: от цифрового к интеллектуальному месторождению / А. И. Власов, А. Ф. Можчиль // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. - 2018. -№ 3- C. 68-74.

58. Асалхузина, Г. Ф. Реализация подсистемы гидродинамических исследований скважин в информационной системе «РН-КИН» на примере ООО «РН-Юганскнефтегаз»/ Г. Ф. Асалхузина [и др.] // Нефтяное хозяйство: научно-технический и производственный журнал. - 2020. - № 2 - C. 94-98.

59. Соловьев, И. Г. Иерархия адаптивных технологий нефтедобычи реального времени / И. Г. Соловьев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - № 2. - С. 19-24.

60. Соловьёв, И. Г. Интеллектуальные нефтегазопромысловые системы /

И. Г. Соловьев [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2016. - № 4. - С. 18- 23.

61. Соловьёв, И. Г. Критерии и алгоритмы стабилизации оптимального режима эксплуатации погружного насоса / И. Г. Соловьёв [и др.] // Журнал "Известия вузов. Нефть и газ". - 2010. - №6. - С. 51 - 54.

62. Закиров, Э. С., Обратные задачи по идентификации параметров пласта (Задачи history matching) / Э. С. Закиров [и др.]. - Текст: электронный // Актуальные проблемы нефти и газа. - 2018. - №2(21). - URL: https://oilgasjournal.ru/issue_21 /zakirov-zakirov-indrupskiy-anikeev- 14.html (дата обращения 20.02.2025).

63. Боженюк, Н. Н. Анализ и классификация причин возникновения неопределенностей при геологическом моделировании / Н. Н. Боженюк - Текст: электронный // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2015. - № 3. -С. 1-19. - URL: https://ogbus.ru/files/ogbus/issues/3_2015/ogbus_3_2015_p1-19_BozhenyukNN_ru.pdf (дата обращения 16.01.2025).

64. Васильев, Ю. Н. Неопределенности и риски при проектировании и управлении разработкой газовых месторождений / Ю. Н. Васильев, Р. Н. Гимадеева, В. Г. Ильницкая // Вести газовой науки. - 2014. - №4. - С. 16-22.

65. Андаева, Е. А. Особенности гидродинамических исследований скважин месторождений НГДУ «Ямашнефть» и их интерпретаци / Е. А. Андаева, А. В. Лысенков, Р. Р. Саттаров- Текст: электронный // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2017. - № 3. - С. 26-39. - URL: https://ogbus.ru/files/ogbus/issues/3_2017/ogbus_3_2017_p26-39_SattarovRR_ru.pdf (дата обращения 16.01.2025).

66. Zee Ma, Y. Uncertainty analysis in reservoir characterization and management: How much should we know about what we don't know? / Y. Zee Ma // AAPG Memoir. - 2011. - V. 96, - P. 1-15.

67. Haddadpour, H. Uncertainty assessment in reservoir performance prediction using a two-stage clustering approach: Proof of concept and field application / H. Haddadpour, M.E. Niri // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2021. - V.

204. - P. 1-13.

68. Thompson, N. Reservoir Depletion Challenges - A Geomechanics Workflow Focused on Optimizing Late-Life Field Development / N. Thompson, L. Renli, H. Reitan // SPE Norway Subsurface Conference, 2-3 November 2020. / - Virtual, 2020. - URL: https://doi.org/10.2118/200742-MS_(дата обращения 17.11.2024)

69. Ипатов, А. И. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром нефть»/ А.И. Ипатов [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. -2017. - №3. -С. 55-64.

70. Разработка методики мониторинга забойного давления по данным промыслово-геофизических исследований скважин: дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10 / И. А. Черных, ПГНИУ. - Пермь, 2018. - 135 с.

71. Патент № 2632819 C Российская Федерация, МПК H02H 3/05. Система телеметрии для центробежных насосов с резервированной погружной частью / И. Ф. Нугаев, А. А. Клоков; заявитель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет". - № 2016138262; заявл. 26.09.2016; опубл. 10.10.2017.

72. Ивановский, В. Н. О некоторых проблемах эксплуатации УЭЦН, оснащенных телеметрическими системами / В. Н. Ивановский // Территория Нефтегаз. - 2006. - №9. - С. 44-45.

73. Ивановский, В. Н. «Интеллектуальные» скважины / В. Н. Ивановский - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2010. - № 1. - URL: https://glavteh.ru/интеллектуальные-скважины/ (дата обращения: 20.05.2025).

74. Кашаев, Р. С. Автоматическое управление электроцентробежным насосом, используя контроль параметров скважинной жидкости проточным магнитно-резонансным анализатором / Р. С. Кашаев [и др.] // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. - 2017. - Т.19, № 5-6. - С. 119131.

75. Пупченко, И. Н. «Интеллектуальные» скважины/ И. Н. Пупченко, Н. А.

Останков. - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2015. - № 6-7. - URL: Ы^:/^1а^екги/мониторинг-обводненности-продукции/ (дата обращения: 20.05.2025).

76. Донцов, Д. Л. Методы работы с высокообводненным фондом скважин в НГДУ «Лянторнефть» / Д. Л. Донцов [и др.]. - Текст: электронный // Бурение и нефть. - 2024. - № 5. - URL: https://bumeft.ru/archive/issues/detail.php?ELEMENT_ID=63431 (дата обращения: 20.05.2025).

77. Денисламов, И. З. Технические решения по оценке обводненности продукции нефтедобывающих скважин/ И. З. Денисламов [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. -Т. 330, № 9. - С. 60-69.

78. Илюшин, П. Ю. Разработка интеллектуальных алгоритмов управления периферийным технологическим оборудованием куста скважин с помощью единой станции управления / П. Ю. Илюшин, К. А. Вяткин, А. В. Козлов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2022. -Т. 333, № 10. - С. 59-68.

79. Андрейчиков, Б. И. Проблемы и решения по модернизации АГЗУ типов «Спутник» и «Мера» в нефтедобывающей промышленности / Б. И. Андрейчиков -Текст: электронный // Современные технологии автоматизации. - 2010. - №4. -URL: https://www.cta.rU/cms/f/435964.pdf (дата обращения: 10.03.2025).

80. Ивановский, В. Н. К вопросу о выборе рабочей области характеристики центробежных насосов / В. Н. Ивановский, А. А. Сабиров, А. В. Кузьмин // Территория Нефтегаз. - 2015. - №3. - С. 88-92.

81. Ивановский, В. Н. Влияние вязкой жидкости на рабочую характеристику погружных электроцентробежных насосов / В. Н. Ивановский, С. С. Пекин, П. Л. Янгулов // Территория Нефтегаз. - 2012. - №9. - С. 49-54.

82. Silvia, S. Case Study: Predicting Electrical Submersible Pump Failures Using Artificial Intelligence and Physics-Based Hybrid Models / S. Silvia [et el.]// SPE Symposium: Leveraging Artificial Intelligence to Shape the Future of the Energy

Industry, 17-18 January 2023. / - Al Khobar, Saudi Arabia, 2023. - URL: https://doi.org/10.2118/214462-MS (дата обращения 10.02.2025).

83. Байбурин, И. Р. Особенности эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях ООО «РН-Ставропольнефтегаз» / И. Р. Байбурин, Ф. З. Булюкова, В.У. Ямалиев // Нефтегазовое дело. - 2005. - №. 1. - С. 31-34.

84. Лекомцев, А. В. Определение давления у приема электроцентробежных насосов по данным исследований скважин / А. В. Лекомцев, В. А. Мордвинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - Т. 11, № 4. - С. 8490.

85. Рукин, М. В. Методика определения наработки на отказ установки электроцентробежного насоса / М. В. Рукин, В. А. Молчанова, К. Р. Уразаков // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. -2022. - Т. 333, № 12. - С. 219-229.

86. Гареев, А. А. О влиянии частоты тока на тепловое состояние электроцентробежного насоса / А. А. Гареев, Р. И. Вахитова, Д. А. Сарачева // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2011. - № 3. - С. 113-118.

87. Пат. № 2667183 Способ оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса/ И. З. Денисламов [и др.]; - № 2017121944; заявл. 21.06.2017; опубл. 17.09.2018.

88. Смирнов, Н. И. О причинах сломов валов УЭЦН / Н. И. Смирнов, Н. Н. Смирнов, С. Ф. Горланов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2012. - № 3. - С. 17-22. - EDN PAFZTZ.

89. Пат. № 2677313 Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса/ А. А. Гареев; - № 2017128035; заявл. 07.08.2017; опубл. 16.01.2019.

90. Ульянов, С. С. Интеллектуализация скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов / С. С. Ульянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 10. - С. 130-133.

91. Кулаев, Э. Г. Результаты применения станций управления уэцн с

интеллектуальной системой в ОАО "Самотлорнефтегаз" / Э. Г. Кулаев, Д. Б. Елисеев, Е. Г. Ветохин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.

- 2013. - № 6. - С. 19-25.

92. Воловодов, А. В. Интеллектуальный мониторинг и управление скважинными насосными системами / А. В. Воловодов - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2015. - № 9. - URL: https://glavteh.ru/интеллектуальная-су-уэцн-борец/ (дата обращения: 22.03.2025).

93. Дажин, А. Н. Опыт эксплуатации интеллектуальных станций управления УЭЦН производства ООО «НПО «Эталон» / А. Н. Дажин - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2012. - № 11. - URL: https://glavteh.ru/опыт-эксплуатации-интеллектуальных/ (дата обращения: 22.03.2025).

94. Goridko, K. A. Modelling of Electric Submersible Pump Work on GasLiquid Mixture by Machine Learning / K. A. Goridko [et el.]// SPE Symposium: Artificial Intelligence - Towards a Resilient and Efficient Energy Industry, 18-19 October 2021. /

- Virtual, 2021. - URL: https://doi.org/10.2118/208661 -MS (дата обращения 13.03.2025).

95. Печко, К. А. Моделирование скважин методами машинного обучения для задач интегрированного моделирования / К. А. Печко, И. С. Сенькин, Е. B. Белоногов // PROнефть. Профессионально о нефти. - 2022. - Т. 7, № 2(24). - С. 114120.

96. Донской, Ю. А. Программный комплекс «Автотехнолог» и интеллектуальные устройства на его основе / Ю. А. Донской [и др.] // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2020. - № 9-10. С. 20-26.

97. Решения для нефтегазового сектора - ИРМ. - URL: https://irmodel.ru/solutions/?categories=all (дата обращения 18.04.2025).

98. Petroleum Experts Integrated Production Modelling software. - URL: http://www.petex.com (дата обращения 18.04.2025).

99. PIPESIM. Steady State Multiphase Flow Simulator. - URL: http://www.software.slb.co_m/products/pipesim (дата обращения 18.04.2025).

100. Шушаков, А. А. «ЭРА: Добыча» — интегрированная платформа для

повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин / А. А. Шушаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 12. - С. 60-63.

101. RN.DIGITAL Программное обеспечение для моделирования процессов нефтедобычи. - URL: https://rn.digital/ (дата обращения 18.04.2025).

102. Лапик, О. И. Концепция интеллектуального месторождения нефти и газа / О. И. Лапик // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. В IV томах, Тюмень, 30 мая 2022 года. Том IV. - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2022. - С. 149 - 152.

103. Уразаков, К. Р. Моделирование тепловых процессов в погружном двигателе электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме / К. Р. Уразаков, М. В. Рукин, А. О. Борисов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2023. - Т. 334, № 4. - С. 62-71.

104. Уразаков, К. Р. Исследование динамики накопления газа в затрубном пространстве добывающих скважин / К. Р. Уразаков, В. В. Белозеров, Б. М. Латыпов // Записки Горного института. - 2021. - Т. 250. - С. 606-614.

105. Бахтизин, Р. Н. Методика определения глубины установки газового сепаратора в добывающей скважине / Р. Н. Бахтизин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 12. - С. 116-120.

106. Гареев, А. А. Влияние коэффициента полезного действия центробежного насоса на его тепловой режим / А. А. Гареев, К. Р. Уразаков // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2010. - № 5. - С. 2124.

107. Ивановский, В. Н. Развитие цифрового месторождения за счет использования блока интеллектуализации нижнего уровня скважин / В. Н. Ивановский [и др.]. - Текст: электронный // Neftegaz.RU. - 2019. - № 6. - URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/nefteservis/456282-razvitie-tsifrovogo-mestorozhdeniya-za-schet-ispolzovaniya-bloka-intellektualizatsii-nizhnego-urovnya/ (дата обращения: 10.05.2025)

108. Пат. № 2700149 Способ оптимизации работы скважины,

оборудованной скважинным насосом / В. Н. Ивановский [и др.]; заявитель Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина"); № 2018127884; заявл. 30.07.2018; опубл. 12.09.2019.

109. Воловодов, А. В. Интеллектуальная система управления скважинами с ЭПУ на основе цифрового двойника / А. В. Воловодов - Текст: электронный // Инженерная практика. - 2022. - № 9. - URL: httpsV/glavteh.m/интеллектуальная-система-управления/ (дата обращения: 22.03.2025).

110. Волков, М.Г. Методика расчёта коэффициента естественной сепарации в процессе освоения нефтедобывающей скважины / М.Г. Волков // Нефтегазовое дело. - 2016. - Т. 14. - № 4. - С. 45-49.

111. Волков, М. Г. Динамические модели фонтанирующих и механизированных нефтедобывающих скважин для анализа на их устойчивость и управляемость / М. Г. Волков // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 4. - С. 17-20

112. Волков, М. Г. Прогнозирование диапазона эффективной работы погружного центробежного газосепаратора для установок электроцентробежных насосов / М. Г. Волков // Нефтяное хозяйство. - 2021. - № 6 - С. 94-97.

113. Волков, М. Г. Использование методов теории автоматического управления для представления механизированной нефтедобывающей скважины как объекта управления / М. Г. Волков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 1(107). - С. 11-22.

114. Пашали, А. А. Использование алгоритма «виртуального расходомера» при выводе нефтяных скважин на режим / А. А. Пашали, В. Г. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 10. - С. 82-85.

115. Пашали, А. А. Интеллектуализация процесса интенсификации добычи нефти в условиях недостатка мощности кустовой системы энергоснабжения / А. А. Пашали, Ю. В. Зейгман // Нефтегазовое дело. - 2020. - т.18, № 6. - С. 56-63.

116. Тимашев, Э. О. Цифровой двойник скважины как инструмент цифровизации вывода на режим скважин в ПАО АНК «Башнефть» / Э. О. Тимашев [и др.]// Нефтяное хозяйство. - 2021. - № 3. - С. 80-84.

117. Пашали, А. А. Интегрированная модель «пласт-скважина-насос» для расчёта нестационарных режимов течения жидкости / А. А. Пашали [и др.] // Нефтегазовое дело. - 2021. - № 1, Т.19. - С. 33-41.

118. Топольников, А. С. Обоснование применения квазистационарной модели при описании периодического режима работы скважины / А. С. Топольников // Труды Института механики им. Р.Р. Мавлютова УНЦ РАН. - 2017. - Т. 12, № 1. - С. 15-26.

119. Топольников, А. С. Применение методов математического моделирования при контроле и оптимизации нестационарного режима работы нефтяной скважины / А. С. Топольников // Труды Института механики им. Р.Р. Мавлютова УНЦ РАН. - 2016. - Т. 11, № 1. - С. 53-59.

120. Соловьев, И. Г. Барометрическая модель скважины с ЭЦН второго порядка / И. Г. Соловьев, С. С. Белашевский // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2019. - № 11(556) - С. 33-36.

121. Соловьев, И. Г. Модель переходных процессов в скважине с частотно-регулируемым электроцентробежным насосом / И. Г. Соловьев [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330. - № 1. - С. 110-120.

122. Нугаев, И. Ф. Математическое моделирование процессов нефтедобычи в скважинах на базе УЭЦН / И. Ф. Нугаев, К. Ф. Тагирова // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2018. - № 12. - С. 44-49.

123. Нугаев, И. Ф. Динамическая модель нефтедобывающей скважины на базе УЭЦН как объекта управления / И. Ф. Нугаев, Р. В. Искужин // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2012. - № 5. - С. 31-46.

124. Нугаев, И. Ф. Комплекс математических моделей для решения задач синтеза алгоритмов управления процессами в нефтедобывающих скважинах / И. Ф. Нугаев, Р. В. Искужин // Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. - 2012. - Т. 16, № 8(53). - С. 36-44.

125. Нугаев, И. Ф. Управление процессами скважинной добычи нефти на основе каскадных алгоритмов / И. Ф. Нугаев, В. И. Васильев // Мехатроника,

автоматизация, управление. - 2015. - Т. 16, № 5. - С. 321-326.

126. Алаева, Н. Н. Давление и плотность смеси - параметры системы контроля и управления режимом работы нефтяной скважины / Н. Н. Алаева, Ю. Б. Томус, Е. Б. Думлер // Нефтегазовое дело. - 2019. - Т. 17, № 3. - С. 6-14. - DOI 10.17122^е1о-2019-3-6-14. - EDN OFUPCT.

127. Муравьева, Е. А. Алгоритмическое обеспечение системы управления режимом работы нефтяной скважины/ Е. А. Муравьева, Н. Н. Алаева, Ю. Б. Томус // Научнотехнический вестник Поволжья. - 2019. - № 10. - С. 23-26

128. Горшкова, К. Л. К вопросу выбора режима работы скважинного насоса при нестационарном отборе жидкости / К. Л. Горшкова, Н. Н. Алаева, Л. Г. Орехова // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2019. - № 5. - С.145-152.

129. Алаева, Н. Н. Влияние режимов течения восходящих потоков в стволе скважин при автоматизации их работы / Н. Н. Алаева, Ю. Б. Томус // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. - 2018. - Т. 17. -С.164-167.

130. Разработка системы управления процессом добычи нефти за счет измерения давления в контрольных точках скважины: дисс. на соискание ученой степени канд. техн. наук: 05.13.06 / Н. Н. Алаева, ГБОУ ВО Альметьевский государственный нефтяной институт. - Альметьевск, 2020. - 137 с.

131. Лапик, О. И. Критерий и алгоритм оптимального выбора ЭЦН с учетом главных факторов ускоренного износа и старения / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // Молодежная школа-семинар по проблемам управления в технических системах имени А.А. Вавилова, посвященная 100-летию со дня рождения ученого. Ежегод. журн. / Санкт-Петербургский государственный электротехнический университет «ЛЭТИ» им. В.И. Ульянова (Ленина). Электрон. журн. - Санкт-Петербург: СПбГЭТУ «ЛЭТИ». - 2022. - С. 54-57.

132. Соловьев, И. Г. Гидродинамика переходных процессов в скважине, обустроенной электроцентробежным насосом / И. Г. Соловьев, Д. А. Говорков, О. И. Лапик // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2023. - Т. 334. - № 11. С. 50-60.

133. Лапик, О. И. Взаимовлияние режимных состояний нефтяных скважин с ЭЦН, объединенных нефтесборным коллектором / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // Математическое и экспериментальное моделирование физических процессов: Сборник материалов Всероссийской научно-практической конференции с международным участием, Биробиджан, 15 декабря 2022 года / Под научной редакцией В.М. Козина. - Биробиджан: Приамурский государственный университет им. Шолом-Алейхема, 2023. - С. 119-125.

134. Троицкий, В. М. О физическом механизме нелинейного закона фильтрации газа в пористых средах / В. М. Троицкий // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2021. - № 2(47). - С. 126-137.

135. Fattah, K. A. New Inflow Performance Relationship for Solution-Gas Drive Oil Reservoirs / K. A. Fattah [et el.] // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2012. - No. 5. - P. 343-366.

136. Харисов, М. Н. Индикаторная кривая для случая трехфазной фильтрации при забойном давлении ниже давления насыщения / М. Н. Харисов [и др.] // Нефтегазовое дело. - 2018. - Т. 16, № 1. - С. 32-37.

137. Пономарева, И. Н. Подземная гидромеханика: Учебное пособие / И. Н. Пономарева, В. А. Мордвинов // - Пермь, Перм. гос. техн. ун-т, 2009. - 103 с.

138. Алиев, З. С. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - Москва: Изд-во МАКС Пресс, 2011. - 340 с.

139. Лапик, О. И. Моделирование частотно-регулируемых режимов нефтяной скважины с ЭЦН при истощении притока / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // Современное программирование: материалы VI Международной научно-практической конференции (г. Нижневартовск, 09-11 декабря 2024 года) / отв. ред. Т.Б. Казиахмедов. Нижневартовск: Нижневартовский государственный университет, 2025. - С. 90-96.

140. Лапик, О. И. Динамика переходных процессов в нефтяных скважинах с ЭЦН / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // Проблемы функционирования систем транспорта: Материалы Всероссийской (национальной) научно-практической

конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, Тюмень, 08-09 декабря 2022 года / Отв. редактор П.В. Евтин. - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2023. - С. 311-315.

141. Лапик, О. И. Взаимовлияние режимных состояний нефтяных скважин с ЭЦН, объединённых нефтесборным коллектором / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // Вестник Приамурского государственного университета им. Шолом-Алейхема. -

2023. - № 1(50). - С. 47-54.

142. Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ № 2023662453 РФ. Цифровой имитатор гидродинамики скважины с ЭЦН / Д. А. Говорков, И. Г. Соловьев, О. И. Лапик; Заявка № 2023661090; заявл. 29.05.2023; опубл. 08.06.2023.

143. Бахвалов, Н. С. Численные методы / Н. С. Бахвалов, Н. П. Жидков, Г. М. Кобельков. - Москва: Наука, 2000. - 622 с.

144. Говорков, Д. А. Идентификация параметров притока скважины с электроцентробежным насосом в режиме пробных частотных возмущений / Д. А. Говорков, И. Г. Соловьев, О. И. Лапик // Автоматизация и информатизация ТЭК. -

2024. - № 4(609) - С. 21-27.

145. Соловьев, И. Г. Программная стабилизация плановой производительности с контролем функциональных ограничений для скважины с электроцентробежным насосом / И. Г. Соловьев, Д. А. Говорков, О. И. Лапик // Автоматизация и информатизация ТЭК. - 2024. - № 2(607) - С. 34-42.

146. Лапик, О. И. Формирование программы частотного управления нефтяной скважины с ЭЦН в условиях интервальной неопределённости / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании: Материалы XI Международной научно-практической конференции-конкурса, Тюмень, 18-19 апреля 2024 года. - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2024. - С. 55-59.

147. Лапик, О. И. Алгоритм программного управления для нефтяной скважины с частотно-регулируемым ЭЦН в условиях неопределенности / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // XII Всероссийская научная конференция «Системный синтез и прикладная синергетика»: сборник научных трудов (п. Нижний Архыз,

Россия 23-29 сентября 2024 г.); Южный федеральный университет. - Ростов-на-Дону; Таганрог: Издательство Южного федерального университета, 2024. - С. 7986.

148. Лапик, О. И. Программное частотное управление производительностью нефтяной скважины с ЭЦН / О. И. Лапик // Казанские научные чтения имени В. Г. Тимирясова - 2024: материалы IV Международной научно-практической конференции студентов и аспирантов, 11 -14 декабря 2024 г. В 5 т. Т. 5 / Е. А. Петрова (отв. ред.) [и др.]. - Казань: Изд-во «Познание» Казанского инновационного университета, 2025. - С. 150-151.

149. Лапик, О. И. Программное регулирование производительности нефтяной скважины с электроцентробежным насосом при интервальной неопределенности параметров притока / О. И. Лапик [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2025 - Т. 336 - № 4 -С.136-145.

150. Говорков, Д. А. Частотная ПИ-стабилизация подачи с автоконтролем режимных ограничений для скважин с ЭЦН / Д. А. Говорков [и др.] // Автоматизация и информатизация ТЭК. - 2023. - № 8(601) - С. 5-12.

151. Лапик, О. И. Алгоритм пропорционально-интегрального регулирование производительности нефтяной скважины с ЭЦН с контролем функциональных ограничений / О. И. Лапик, И. Г. Соловьев // Управление в современных системах: Сборник трудов XIII Всероссийской (национальной) научно-практической конференции научных, научно-педагогических работников и аспирантов, Челябинск, 14 декабря 2023 года. - Челябинск: Южно-Уральский технологический университет, 2023. - С. 301-309.

152. Luenberger, D. G. Introduction to Dynamic Systems, Theory, Models, and Applications. / D. G. Luenberger // - New York: John Wiley & Sons, 1979. - 446 p.

ПРИЛОЖЕНИЕ А. СВИДЕТЕЛЬСТВО О РЕГИСТРАЦИИ ПРОГРАММЫ

ДЛЯ ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. АКТ О ПРАКТИЧЕСКОМ ИСПОЛЬЗОВАНИИ

РЕЗУЛЬТАТОВ

^ГАЗПРОМ

Общество с ограниченной ответственностью

хГла пр омн нф 1Ь Лнформ дципнн о-Тнхнслогичвский оператор^

(ООО «Газпррынефть НТО")

ДНРЕГГОР ДИРЕКЦИИ ЦИФРОВОГО ИНЖИНИРИНГА

Заведующему кафедрой «КиЬериагически* систем», Технолог ического института. Тюменского индустриального университета

КОПыриму В. А.

IЕСС-1:. №« 1'- |Т В'21 в»*

Е г(1.[ II те* Н: кдошй-йЛ и

нядппшинпипи «ни пиит.<т 1кнт<!ж

_№_

Нач. ет

Ой успешном тестировании алгср^лшм дпяОРСУ

Уыажавмый Владимир Анатольевич!

В соответствии с запросом направляем а Ваш адрес заключение дирекции цифрового инжиниринга ООО «Газпромнефть-ИТО» что результаты, аналогичные представленным в диссертационной работе Лапка О. И., использованы в производственной деятельности ООО чГазпромнефть ИТО» при разработке программного и алгоритмического обеспечения автоматизированных систем управления технологическими процессами нефтедобывающих скааыин и подтверждены успешными результатами тестирования.

1. С серии имитационных испытаний в рамках проекта А220002552. «Разработка прототипа облачной РСУ для повышения эффективности управления технологическими процессами на кустовой площадке» (с 01.10.2022 по 02.12.2022).

2. На реальных скважинах в рамках опытно-промышленных испытаний проекта А230003343: -»Многофункциональный НоТ-нонтроплер для решения задач на месторождении» (с 29.0Й.2023 по 26.12.2023).

Я

й

0

■ I

гч

1 а

ё &

Приложение:

1. Акт о практическом использовании на 1 п., е 1 экз.

С уважением,

Р.А Артамонов

В. В. Фомин +7-904-^75-23-96

ДОКУМЕНТ ПОДПИСАН УСИЛЕННОЙ КВАЛИФИЦИРОВАННОЙ ЭЛЕКТРОННОЙ ПОДПИСЬЮ

Ссргифииг: ояшАпмше1»*а4ввм1а=сгАлг191

Ц.чклм.чми. Аргаывнш - игл Алснсанлравнч

,Ц|' ЬIX ГГII

с 15.07.2025 ип 1Ь.07.302&

00£

РАЗГРОМ НЕФТЬ НТО-

Приложение 1. Акт d практическом использовании

АКТ

о практическом использовании результатов диссертационном работы на соискание ученом степени кандидата техническим наук Лапика Олега Игоревича

Настоящий акт составлен с тем. ч~с сезуль-а-ы. аналогичные приставленным в диссертационной работе Лапика D.H. vспсл^зованы б- прсиаБсдственной деятельности ООО «Газгромнефть A~C¿ прл сазрэбсткЕ программ него и алгоритмического обеспечения автоматизированных систем управления техногагтвекиии процессами нефтедобывающих скважин а именно:

1. Расчетные соотношения комплексной гидродинамической модели скважины с апектроцентрс-5ежным насосам;

2. Методика конструирования л вычислительные схемы программного регулятора | производительности скезжины:

3. Методика конструирования и 5-ычисги~ельные схемы ПИ-регуляторв с аетс-кентролем реакимьых ограничений.

Настоящим актом подтверждаЕ-ся чте р-езутьтать диссертационного исследования Лапика О.И. актуальны и представляю- пра<тлческую ценности для решения задач управления технопоплвскими прсиессами непрерывного фонда скважин. РаЁс~ссгссоЁностъ разработанных в рамках диссествцион нс-го исследования вычисги-елыых схем годтвеовденэ успешными результатами -вс-исования:

1. В серил имитационных испытаний а рамках проекта А2230С2552: «Разработка прототипа обтачной РС-У для повы_ения эффективности управления технолсгътческичи процессами на кустовой площадке» (с 33.10.2C2S по 02 12 ¿022);

2. На реальных сква^нах а сам<ах опытно-промышленных испы~аний грое<та А230С03343 «Мнс-сфун<ционагьный МсТ-контрсллес для решения задач на месторождении» [с 29.0S.2C23 г с 2S 12.2023].

IDO «ГАЗПРОМНЕФТЪ НТО.,

ПРИЛОЖЕНИЕ В. АКТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В УЧЕБНОМ ПРОЦЕССЕ

Результаты диссертационной работы на соискание ученой степени кандидата технических наук Лапика Олега Игоревича внедрены в практику деятельности Тюменского индустриального университета.

В частности:

1. Материалы диссертации систематически используются на кафедре кибернетических систем Технологического института Тюменского индустриального университета при чтении лекций и выполнении практических работ по дисциплине «Идентификация и диагностика систем» для студентов направлений подготовки 15.03.04 «Автоматизация технологических процессов и производств», профиль «Автоматизация технологических процессов и производств в нефтяной и газовой промышленности» и 27.03.04 «Управление в технических системах», профиль «Интеллектуальные системы и средства автоматизированного управления»;

2. Материалы диссертации систематически используются на кафедре кибернетических систем Технологического института Тюменского индустриального университета при чтении лекций и выполнении практических работ по дисциплине «Моделирование объектов технологических процессов и систем» для студентов направления подготовки 15.04.04 «Автоматизация технологических процессов и производств», профиль «Автоматизация технологических процессов нефтегазодобычи».

использования в учебном процессе результатов диссертационной работы

Лапика Олега Игоревича