автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.12, диссертация на тему:Разработка САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений

Войтюк Татьяна Евгеньевна

РАЗРАБОТКА САПР ТЕХНИЧЕСКИХ И ПРОГРАММНЫХ

СРЕДСТВ АНАЛИЗА ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 05.13.12 -Системы автоматизации проектирования (приборостроение)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 МАЙ 2011

Санкт-Петербург - 2011

4845446

Работа выполнена на кафедре "Информатики и прикладной математики" Санкт-Петербургского государственного университета информационных технологий, механики и оптики.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Демин Анатолий Владимирович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Коробейников Анатолий Григорьевич

кандидат технических наук Ермаков Кирилл Александрович

Ведущая организация:

ОАО "Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела ■ Межотраслевой научный центр ВНИМИ".

Защита диссертации состоится "24" мая 2011 г., в 15:50 часов на заседании диссертационного совета Д 212.227.05 в Санкт-Петербургском государственном университете информационных технологий, механики и оптике по адресу: 197101, Санкт-Петербург, Кронверкский пр., д. 49

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного университета информационных технологий, механики и оптики.

Автореферат разослан "23" апреля 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.227.05 к.т.н, доцент ' ' > В.И.Поляков

/С^.у!

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационного исследования.

В век активного развития технологий создаются все более сложные и дорогостоящие производства, многие из которых имеют дело с быстротекущими и экологически не безопасными процессами. Время «принятия решения» обслуживающим подобные комплексы персоналом стремительно сокращается, тем самым обуславливая его работу на пределе возможностей. В этой связи возрастает необходимость разработки САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации подобных комплексов, к которым относятся и комплексы добычи нефти.

Интенсивная добыча нефтегазовых ресурсов приводит к их резкому уменьшению, приходится искать и разрабатывать новые месторождения, располагающиеся в удаленных местах с суровым климатом. Вследствие этого растет себестоимость добываемых ресурсов, усложняется их транспортировка. С другой стороны, вследствие экстенсивных методов добычи в прежнее время, в малодебитных месторождениях еще сохранились значительные запасы нефти. Эти запасы располагаются в различных продуктивных пластах, а добыча из отдельно взятого пласта, как реализовывалось раньше, экономически нецелесообразна. Основным способом решения данной проблемы является добыча нефти из нескольких пластов одновременно. Таким образом, все большее число нефтегазовых добывающих компаний сталкиваются с необходимостью вскрытия нескольких продуктивных зон одной скважиной. В то же время, при разработке необходимо обеспечить возможности замера дебитов из каждой отдельной зоны месторождения. Данная потребность диктуется необходимостью поддержания баланса между существующим подходом к разработке недр с одной стороны, и экономическими соображениями с другой. Но для работы по такой схеме необходимо осуществлять постоянный мониторинг в реальном масштабе времени количественных и качественных параметров работы каждого пласта, а также проводить анализ геофизической обстановки. Своевременное

автоматизированное получение оператором результатов анализа состояния добывающей системы, эксплуатации оборудования и автоматизация технологической подготовки добычи нефти будет способствовать оптимизации режимов работы скважин, пластов и

системы разработки месторождения. Тем самым в нефтегазовой промышленности производственная реальность диктует необходимость разработки САПР технических и программных средств анализа процессов и АСТПП добычи нефти.

В настоящее время для обеспечения добычи нефти применяются информационно-измерительные системы (ИиС), включающие в свой состав совокупность измерительных датчиков и аппаратно-программное обеспечение, которые предоставляют оператору необходимую информацию для принятия решения о происходящих процессах. В ходе анализа разнообразных специализированных источников информации, было установлено, что в Российской Федерации находящиеся в эксплуатации ИиС не отвечают современным требованиям, а именно: по точности, по помехозащищённости, по требованиям синхронизации и по условиям эксплуатации (температура, давление), а экономические затраты на их модернизацию без изменения идеологии и алгоритма работы ИиС не оправданы. Автоматизация технологической подготовки процесса добычи нефти и повышение срока эксплуатации скважин может быть обеспечена разработкой алгоритма и протокола обмена модулей ИиС. В этой связи разработка САПР технических и программных средств и АСТПП добычи нефти совместно с применением в ИиС новой элементной базы (волоконно-оптических линий связи и датчиков) для интегрированного интерактивного анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений, позволит обеспечить наибольшую чувствительность, помехоустойчивость и эксплуатационную надёжность. Таким образом, задача разработки САПР технических и программных средств ИиС и анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений является актуальной, так как позволит увеличить срок эксплуатации месторождения, повысить надежность добывающей системы и, как следствие, снизить экономические затраты.

Цель и задачи исследования.

Целью данной работы является разработка САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

В соответствии с поставленной целью необходимо решить следующие задачи:

1. Разработать модель комплекса «многопластовое месторождение - добывающая система - информационно-измерительная система».

2. Разработать и внедрить алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

3. Разработать структурную схему и критерий достаточности информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

4. Разработать и внедрить алгоритмы и математическое обеспечение автоматизированного анализа нефте-газо-водяной смеси (флюида) для обеспечения автоматизации контроля и управления в АСТПП добычи нефти.

5. Разработать метод и алгоритм оценки расхода флюида для применения в АСТПП добычи нефти.

Предметом исследования являются методы и алгоритмы САПР технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа нефте-газо-водяной смеси и алгоритмы АСТПП эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений. Методы исследования.

Для решения поставленных задач использованы: аналитическая теория решения системных задач структурного и функционального характера - метод обобщенной структуры структурно-поточных схем, методы теории САПР и АСТПП, математический аппарат цифровой обработки сигналов и вычислительной математики. Научная новизна исследования.

В результате проведённых исследований в диссертации получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной:

1. Создана методом структурно-поточных схем модель комплекса «многопластовое месторождение - добывающая система -информационно-измерительная система».

2. Разработаны алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа флюида на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации.

3. Разработан алгоритм работы и определен критерий достаточности для информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

4. Разработан алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида и оценки его расхода для контроля и оценки состояния многопластового месторождения. Практическая значимость полученных результатов. Разработанная система автоматизированного проектирования

технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений и алгоритмы автоматизированного анализа, применяемые в ИиС построенной на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий связи, позволили повысить эффективность управления разработкой и оптимизировать добычу нефти на подобных месторождениях. Внедрение результатов.

Результаты работы внедрены в компании ОАО «Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела Межотраслевой научный центр ВНИМИ», ОАО «РИТЭК» при разработке Киязлинского месторождения Аксубаевского района Татарстана на скважине № 1632, что подтверждено соответствующими актами о внедрении.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту:

1. Модель «многопластовое месторождение - добывающая система - информационно-измерительная система», созданная методом структурно-поточных схем.

2. Структура информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

3. Алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа флюида на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации.

4. Алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида для обеспечения автоматизации контроля и управления

в АСТПП добычи нефти, позволяющий оптимизировать режимы

работы скважин, пластов и системы разработки месторождения.

5. Метод и алгоритм оценки расхода флюида для оптимизации

добычи нефти при использовании в АСТПП.

Апробация результатов диссертации. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований, включенные в диссертацию, докладывались и обсуждались на конференциях:

V Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 15-18 апреля 2008г.

VI Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 14-17 апреля 2009г.

XXXIX научная и учебно-методическая конференция СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 2-5 февраля 2010г.

VII Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 20-23 апреля 2010г.

ХЬ научная и учебно-методическая конференция СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 1-4 февраля 2011г.

Публикации. Теоретические и практические результаты, представленные в диссертации, отражены в 6 научных работах, в том числе 2, входящие в список рекомендованных ВАК для защиты кандидатских диссертаций.

Структура диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы. Материал изложен на 124 страницах.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, формулируются цель и задачи работы, основные положения, выносимые на защиту, отмечена научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава диссертационной работы содержит обзор исследуемой предметной области. Рассмотрены общие принципы построения модели комплекса «многопластовое месторождение -добывающая система - информационно-измерительная система»

(Нм-»Дс->ИиС).

Представление Нм-»Дс^ИиС моделью Мн_>д_»и определяется физико-химическими процессами, лежащими в основе работы комплекса, влиянием внешних факторов и структурной его реализацией. Степень достоверности определяется

адекватностью отражения морфологической и функциональной структуры Нм-»Дс-»ИиС в реальном масштабе времени, что определено как критерий достаточности.

Проанализировав существующие методы построения моделей сложных систем, для построения Мн^д_>и выбран метод обобщенной структуры структурно-поточных схем. Метод структурно-поточных схем основан на представлении модели в виде матрицы, отражающей элементы и качественные взаимосвязи. Таким образом, МН-»д_>и может быть представлена как декартово произведение:

где э - объединенное множество элементов добывающей системы и условно отнесенных элементов внешней среды (пласты месторождения и складские емкости), П - множество потоков (материальных, энергетических и информационных), Т - множество режимов функционирования.

Поскольку Нм-»Дс->ИиС относится к сложным системам, а единую детализированную математическую модель сложной системы создать невозможно без последовательного анализа и моделирования отдельных ее подсистем, то для математического описания Нм-^Дс-»ИиС необходимо представить комплекс как совокупность функционально связанных простых элементов. В качестве простой модели элемента Нм-»Дс->ИиС воспользуемся моделью черного ящика, входами и выходами которого являются качественно и количественно различные материальные потоки. Модель черного ящика позволяет устанавливать связь между расходными характеристиками элемента и оценить показатели качества работы Нм->Дс->ИиС.

Уравнение расходных характеристик элемента Гук комплекса Нм->Дс->ИиС:

где ¥ук - скорость ¡-го потока через _)-й элемент в к-м режиме.

В работе произведено сравнение математических методов спектрального анализа флюида и выбраны наиболее оптимальные для обработки сигнала, с учетом того, что функционирование добывающей системы характеризуется случайным протеканием процесса. Для расчета спектра регистрируемого сигнала выбраны

непараметрические методы (модифицированный метод периодограмм, метод Уэлча), которые позволяют получить достоверную информацию о спектральных характеристиках без использования знаний о плотности распределения случайного процесса. Основываясь на экспериментальных данных, при эксплуатации Нм—>ДС—>ИиС установлено, что наибольшая информативность содержится на низких частотах, а именно, от 0,5Гц до 10 кГц. В соответствии с теорией дискретной фильтрации сигнала, установлено, что в качестве основных фильтров для анализа временных реализаций регистрируемого сигнала о составе флюида в Нм можно применить фильтры Чебышева второго рода и эллиптический.

Для оценки в полосе пропускания рабочих частот равномерности расхода флюида в Нм применяется фильтр Чебышева второго рода. Для выявления максимумов температуры в полосе пропускания рабочих частот в зонах перфорации скважины в Нм применяется эллиптический фильтр.

В работе рассмотрено, что применение в ИиС волоконно-оптических датчиков и соответствующих линий связи, позволяет получать информацию о температуре, давлении, расходе флюида, гамма-излучении каждого пласта многопластового месторождения, обеспечивающие требуемую точность, помехозащищённость от внешних воздействий и тем самым увеличивает эффективность работы Дс и повышает ее эксплуатационную надежность.

Во второй главе описана структура ИиС анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений и рассмотрены основные алгоритмы САПР технических и программных средств анализа флюида и автоматизированной технологии эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

Для описания структуры ИиС произведена классификация объектов геофизической информации. Объекты геофизической информации (физические сигналы) сгруппированы по однородным свойствам. Для систематизирования объектов информации используется иерархический метод классификации (табл. 1). При использовании этого метода, геофизическую информацию можно разделить на три уровня.

Исходя из классификации информации, для преобразования некоторого физического сигнала в выходное напряжение иф,

можно выделить две стадии преобразования: воздействие - разность фаз, разность фаз - напряжение.

Таблица 1.

Классификация объектов геофизической информации ___иерархическим методом_

Уровень Информация Переход

0 1. температура (Т), 2. давление (Р), 3. плотность потока ((£) 4. у-излучение (\¥/т2). При регистрации переход на 1-й уровень

1 фазовая задержка света (Дсрф), обусловленная конструктивными особенностями передающей среды Переход на 2-ой уровень

2 электрический сигнал, выраженный напряжением (Ц) Обработка информации

Основными функциями ИиС анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений является контроль и автоматизация технологической подготовки Дс. Функция контроля, предполагает создание наиболее полной информационной базы по производству, промыслу и эксплуатации скважины. Правильность принятого решения определяется степенью полноты информации о наличии и составе нефти. Рост объема информационной базы не может гарантировать правильность принимаемых на ее основе производственных и технологических решений. Объем информации может стать информационной базой только после его систематизации. Тем самым, для создания инструмента принятия решений, определена структура системы, представленная на рис.1.

Автоматизация проектирования применялась для следующих подсистем системы ИиС:

1. Подсистема регистрации состояния объекта - выбор датчиков регистрации требуемых параметров и автоматизированный опрос датчиков разных типов.

2. Подсистема первичной обработки информации -автоматизированное преобразование оптического сигнала в электрический, в зависимости от типов датчиков.

3. Подсистема конечной обработки информации - интерактивный анализ состояния пластов.

Рис. 1. Структура ИиС анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений

Реализация структуры ИиС сводится к ее построению в САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений, согласно алгоритму функционирования, представленному на рис. 2.

Алгоритм определяет основные этапы проектирования ИиС анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений:

1. Определяются контролируемые параметры Нм и Дс.

2. Обеспечивается выбор датчиков и линий связи из справочников и задается ограничение для ИиС по максимально допустимому затуханию сигнала.

3. Производится расчет и проверяется корректность выбранных элементов ИиС в соответствии с максимально допустимым затуханием сигнала.

4. Определяется режим опроса датчиков.

5. Осуществляется проверка возможности произвести опрос выбранных типов датчиков.

6. Обеспечивается возможность выбора режима обработки сигнала с датчика, в случае применения его не по прямому функциональному назначению, заложенному в справочнике.

7. Задание режима обработки сигнала и требуемой точности результата.

8. Расчет результата в соответствии с заданной точностью.

9. Осуществляется проверка на соответствие ИиС техническим требованиям. Если не достигается требуемая точность результатов, то выбор режима обработки производится повторно (1), если не удовлетворяет элементная база, то выбор элементов корректируется или производится повторно (2).

Рис. 2. Алгоритм функционирования САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений

Исходя из структуры ИиС, разработанной с помощью САПР комплекса, разработан алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида, представленный на рис 3.

Рис. 3. Алгоритм автоматизированного интерактивного анализа

флюида

Согласно алгоритму, измеряемые величины регистрируются оптическими датчиками. С помощью волоконно-оптического кабеля осуществляется передача результатов измерений физических параметров от датчиков к наземному оптоэлектронному блоку обработки информации. В оптоэлектронном блоке происходит прием оптических сигналов с датчиков давления, температуры, расхода, гамма-каротажа, с дальнейшим преобразованием в дискретный сигнал в АЦП. Полученная информация регистрируется и записывается в энергонезависимую память.

В результате применения автоматизированного интерактивного анализа флюида оператор получает спектральные, временные и корреляционные составляющие сигнала, регистрируемого в процессе измерения требуемых характеристик. Автоматизированные результаты измерений преобразуются в искомые значения физических величин (давления, температуры, расхода, у-излучения), характеризующих работу каждого продуктивного пласта месторождения.

В конце главы подробно описаны алгоритмы регистрации, приема и обработки сигнала, получаемого от добывающей системы.

Третья глава посвящена аналитическому описанию автоматизированного анализа процесса эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений с целью обеспечения автоматизации контроля и управления в АСТПП До

Для автоматизации обработки информации, содержащейся в регистрируемом ИиС сигнале, с целью выявления корреляционных, спектральных и временных составляющих производится спектральный анализ модифицированным методом периодограмм:

л 1

1У{а>) =

^х{к)(о(к)е

¡акТ

IV.

2>юГ

где 1¥п - нормированная частота среза, х(к) - отсчеты случайного процесса, со(к) - весовая функция (окно) с коэффициентами, Т- период дискретизации.

Нормированная частота среза рассчитывается по формуле:

2 500

где - частота дискретизации.

Временные интервалы между снятием соседних значений сигналов имеют не существенное расхождение, которое не влияет на представление сигнала и его спектра, однако для различных типов датчиков временные интервалы между снятием соседних значений сигналов различны, тогда частоту дискретизации можно рассчитать по следующей формуле, принимая во внимание изложенные выше допущения:

Ю -3*(Г„2 -тя1У

где Tni - время (в мс), в которое происходило снятие характеристики с п-ого типа датчиков.

Автоматизация оценки расхода флюида позволяет произвести выбор оптимального режима работы эксплуатационного оборудования месторождения и применяется в АСТПП Дс-Реализация алгоритма оценки расхода флюида представлена на рис.4.

Начало

. + _ _ Исходные данные. — массив реализаций сигнала, ч, !М- кол-во элементов

Расчет коэффициентов фильтра Чебышева щх) = =;"b(l) + b(2)z~1 + ..._+ b(n + l)z~ "

_AQ) 1 + Д121Г1

-a(2)z +... + a(n-

Рис. 4. Алгоритм оценки расхода флюида

Метод оценки расхода флюида основан на сборе статистических значений дисперсий сигнала с волоконно-оптических датчиков давления ИиС при различных величинах расхода, аппроксимации степенным полиномом и определения доверительного интервала.

Результатом решения полинома является значения величины оценки расхода флюида.

Значения среднеквадратичных отклонений (СКО) в зависимости от величины расхода (расход менялся от 0 до 0.22 л/с), аппроксимация СКО полиномом 5 степени и доверительный интервал с достоверностью 0.95, полученные по 10 реализациям сигнала с помощью интерактивной формы в одном из экспериментов, представлены на рис. 5.

""" 1

- .....

Рис. 5. Зависимость СКО от величины расхода флюида

Результаты, полученные в экспериментальной установке, представлены в таблице 2.

Таблица 2.

Расход по контрольным датчикам (л/с) Оценка расхода (л/с) Доверительный интервал (0.95)

0 0.000000 0.000000-0.072138

0.02 0.031984 0.000000-0.083993

0.06 0.046008 0.000000-0.092985

0.08 0.081429 0.000000-0.122803

0.1 0.098273 0.051945-0.138703

0.12 0.115430 0.072681-0.155241

0.14 0.148180 0.107444-0.186599

0.16 0.145707 0.104859- 0.184259

0.18 0.173636 0.134781-0.210460

0.2 0.207339 0.174219-0.226701

0.22 0.217740 0.186780-0.260114

Четвертая глава работы посвящена вопросам реализации САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений и его компонентов.

В связи с тем, что для реализации САПР комплекса анализа необходимо использовать большой объем вычислений, связанных с цифровой обработкой сигнала, то используется модульная структура, которая упрощает реализацию программной части и позволяет использовать независимо модули обработки. Основными программными модулями являются:

Модуль чтения данных - обеспечивает чтение данных из базы данных, формирует окно диалога с пользователем, которое предоставляет возможность выбрать интересующую датированную информацию.

Модуль обработки - содержит классы, созданные системой MatLab, для взаимодействия с разработанными М-файл-функциями. В нем осуществляются элементарные математические преобразования и вызов методов инициализации требуемых математических функций.

Модуль преобразования сигнала, получаемого с датчиков -преобразует регистрируемый оптический сигнал в дискретный электрический сигнал.

Модуль графического отображения сигнала - обеспечивает предварительную обработку данных, и дальнейшее представление графической информации на их основе.

Модуль компонентов - позволяет задавать компоненты системы и их режимы функционирования.

Интерфейсный модуль - содержит классы для создания пользовательского интерфейса. За основу реализации интерфейса был выбран интерфейс, определяемый пакетом Swing. Именно на уровне этого пакета организован основной интерфейс САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации, который позволяет конечному пользователю получать необходимую информацию в удобной форме.

Библиотека М-файл-функций - содержит автономные исполняемые программы для обработки, разработанные в системе Matlab.

Основной идеей при обработке сигнала является использование готовых математических библиотек, в которых основные расчеты оптимизированы по скорости вычислений и проверены. В разработанном программном обеспечении используются функции пакета Signal Processing Toolbox, являющегося одним из первых специализированных пакетов системы MatLab. Остальные модули реализованы на языках Java и С++.

Для взаимодействия программных сред Java и Matlab необходимо разработывать в среде MatLab программы (М-файл-функции) на внутреннем М-языке с использованием стандартных математических библиотек. На основе М-файл-функций создаются независимые приложения, алгоритм создания которых подробно описан в тексте диссертационной работы, в java-приложении создаются методы, который инициализирует используемые математические функции, и далее преобразуют стандартные java-типы в типы системы Matlab для доступа к функциям её ядра.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Разработана модель комплекса «многопластовое месторождение - добывающая система - информационно-измерительная система».

2. Разработана структура и критерий достаточности информационно-измерительной системы анализа процесса эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений, с учетом применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации

3. Разработан и реализован алгоритм САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

4. Разработан и реализован алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида, позволяющий контролировать работу пластов месторождения и управлять процессом эксплуатации Дс.

5. Разработан метод и реализован интерактивный алгоритм оценки расхода флюида для оптимизации работы в АСТПП добычи нефти.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ РАБОТЫ

1. Войтюк Т.Е., Демин A.B., Климанов В.А., Алгоритм анализа геофизической обстановки // Научно-технический вестник СПбГУ ИТМО. Компьютерные системы и информационные технологии. -СПб: СПбГУ ИТМО, 2010. - вып. 70. - С. 56 - 60.

2. Войтюк Т.Е., Демин A.B., Автоматизированная система сбора и обработки данных скважинных измерений с помощью акустического расходомера // Научно-технический вестник СПбГУ ИТМО. Информационные технологии и телекоммуникационные системы. - СПб: СПбГУ ИТМО, 2008. - вып. 56. - С. 25 - 34.

3. Войтюк Т.Е., Войтюк E.H., Использование волоконно-оптических измерительных систем в обеспечении безопасности стратегически важных объектов. // Труды Всероссийской XIII научно-практической конференции «Актуальные проблемы защиты и безопасности». 2010. - Том 4. РА РАН. - С. 157 - 160.

4. Войтюк Т.Е., Структура системы сбора и обработки геофизических характеристик // Сборник тезисов докладов VII Всероссийской межвузовской конференции молодых ученых. Информационные технологии. - СПб: СПбГУ ИТМО, 2010. - вып. 1,- С. 7-8.

5. Войтюк Т.Е., Волоконно-оптический гидрофон // Сборник трудов VI Всероссийской межвузовской конференции молодых ученых. Биомедицинские технологии, мехатроника и робототехника. -СПб: СПбГУ ИТМО, 2009. - вып. 2. - С. 169 - 174.

6. Войтюк Т.Е., Автоматизированная система сбора и обработки данных скважинных измерений с помощью акустического расходомера // Сборник тезисов V Всероссийской межвузовской конференции молодых ученых. Информационные технологии. -СПб: СПбГУ ИТМО, 2008,- С. 28.

Тиражирование и брошюровка выполнены в

Типографии ЗАО «НПП «Система».

197045, Санкт-Петербург, Ушаковская наб. 17/1.

Тел. (812) 431-19-68

Заказ № 08/11, Тираж 100 экз.

6

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ СРЕДСТВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОНТРОЛЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ.

1.1. Анализ современных средств контроля процессов добычи нефти.

1.2. Модель комплекса «многопластовое месторождение — добывающая система - информационно-измерительная система».

1.2.1. Требования к построению модели.

1.2.2. Построение концептуальной схемы модельного представления комплекса

1.2.3. Математическая модель функционирования комплекса.

1.3. Теория и методы цифровой обработки сигналов для анализа процессов в комплексе «многопластовое месторождение — добывающая система — информационно-измерительная система».

1.3.1. Математические методы спектрального анализа.

1.3.2. Дискретная фильтрация.

1.4. Структурные элементы информационно-измерительной системы комплекса.

1.5. Выводы.

2. САПР ТЕХНИЧЕСКИХ И ПРОГРАММНЫХ СРЕДСТВ АНАЛИЗА ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

2.1. Классификация объектов геофизической информации.

2.2. Структура информационно-измерительной системы комплекса

2.3. Алгоритм регистрации геофизической информации.

2.4. Разработка САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации.

2.4.1. Алгоритм функционирования САПР.

2.4.2. Критерий качества ИцС.

2.4.3. Алгоритм энергетического расчета измерительной системы.

2.4.4. Алгоритм расчета быстродействия ИиС.

2.4.5. Алгоритм обработки дискретного сигнала.

2.5. Алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида

2.6. Выводы.

3. АНАЛИТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО

АНАЛИЗА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

3.1. Метод оценки расхода флюида.

3.1.1. Постановка задачи.

3.1.2. Алгоритм расчета расхода флюида.

3.1.3. Пример расчета расхода.

3.2. Математическое обеспечение обработки дискретного сигнала.

3.3. Алгоритм расчета длины волны пика спектральной характеристики.

3.3.1. Постановка задачи.

3.3.2. Нахождение максимальной амплитуды регистрируемого сигнала.

3.3.3. Пример расчета длины волны пика спектральной характеристики.

3.4. Выводы.

4. ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ САПР ТЕХНИЧЕСКИХ И ПРОГРАММНЫХ СРЕДСТВ АНАЛИЗА ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1. Общие вопросы реализации.

4.2. Структура программного комплекса.

4.2.1. Модуль чтения данных.

4.2.2. Модуль обработки сигналов.

4.2.3. Модуль преобразования регистрируемого сигнала.

4.2.4. Модуль графического отображения сигнала.

4.2.5. Модуль графического отображения сигнала.

4.2.6. Интерфейсный модуль.

4.2.7. Библиотека М-файл-функций.

4.2.8. База данных регистрируемых параметров.

4.3. Взаимодействие программных компонентов.

4.3.1. Создание автономных приложений с использованием пакета MatLab.

4.3.2. Структура М-файлов.

4.4. Взаимодействие программ, разработанных на разных языках

4.5. Выводы.

Автоматизация простого или сложного производства предполагает автоматическое предложение вариантов решения в виде реакции на изменение ситуации (входных параметров). Степень автономности системы в принятии и последующей реализации решения устанавливается лицом, разрабатывающим и обслуживающим систему. В основном на автоматизированные системы возлагается функция сбора производственной информации и ее анализа по определенным методикам. В век активного развития технологий создаются все более сложные и дорогостоящие производства, многие из которых имеют дело с быстротекущими и экологически небезопасными процессами. Время «принятия решения» обслуживающим подобные комплексы персоналом стремительно сокращается, тем самым обуславливая работу человека на пределе своих возможностей. В этой связи возрастает необходимость разработки САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации подобных комплексов.

Актуальность темы диссертационного исследования

Одной из современных производственных отраслей, в которых требуется применение САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации, является нефтегазовая промышленность. С каждым годом нефтегазовая промышленность пытается существенно увеличить объемы добываемой нефти и газа. Однако, при такой интенсивной добыче, запасы природных ресурсов быстро сокращаются, приходится искать и разрабатывать новые месторождения, которые располагаются в удаленных местах с суровым климатом. Вследствие этого растет себестоимость добываемых ресурсов, усложняется их транспортировка. С другой стороны, из-за экстенсивных методов добычи в прежнее время, в малодебитных месторождениях еще сохранились значительные запасы нефти. Эти запасы располагаются в различных продуктивных пластах, а добыча из отдельно взятого пласта, как реализовывалось раньше, экономически нецелесообразна. Использование новейших информационных технологий в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений России становится первостепенной задачей на пути увеличения добычи и контроля эффективности разработки месторождений.

Основным способом решения данной проблемы является добыча нефти из нескольких пластов одновременно. Таким образом, все большее число нефтегазовых добывающих компаний сталкиваются с необходимостью вскрытия нескольких продуктивных зон одной скважиной. В то же время, при разработке необходимо обеспечить возможности замера дебитов из каждой отдельной зоны месторождения. Данная потребность диктуется необходимостью поддержания баланса между существующим подходом к разработке недр с одной стороны и экономическими соображениями с другой. Затраты на строительство дополнительных эксплуатационных скважин на каждом кустовом основании в большинстве случаев превышают стоимость закачивания нефте-газо-водяной смеси (флюида) одной скважиной, построенной по схеме, позволяющей вести одновременную добычу сразу из нескольких продуктивных горизонтов [68]. Но для работы по такой схеме необходимо осуществлять постоянный мониторинг в реальном масштабе времени количественных и качественных параметров работы каждого пласта, а также проводить анализ геофизической обстановки [30]. Своевременное автоматизированное получение оператором результатов анализа состояния добывающей системы, эксплуатации оборудования и автоматизации технологической подготовки добычи нефти будет способствовать оптимизации режимов работы скважин, пластов и системы разработки месторождения. Тем самым в нефтегазовой промышленности производственная реальность диктует необходимость разработки САПР технических и программных средств анализа процессов и АСТПП добычи нефти.

В настоящее время для обеспечения добычи нефти применяются информационно-измерительные системы (ИиС), включающие в свой состав совокупность измерительных датчиков и аппаратно-программное обеспечение, которые предоставляют оператору необходимую информацию о происходящих процессах для принятия решения. В ходе анализа разнообразных специализированных источников информации, было установлено, что в Российской Федерации находящиеся в эксплуатации ИиС, использующиеся для контроля добычи нефти, строятся в основном на использовании электрических элементов, или совмещают в себе электрические и оптические датчики и линии связи [43]. Такие ИиС не отвечают современным требованиям, а именно: по точности, по помехозащищённости, по требованиям синхронизации и по условиям эксплуатации (температура, давление), а экономические затраты на их модернизацию без изменения идеологии и алгоритма работы ИиС не оправданы.

Автоматизация технологической подготовки процесса добычи нефти и повышение срока эксплуатации скважин может быть обеспечена разработкой алгоритма и протокола обмена модулей ИиС. В этой связи разработка САПР технических и программных средств и АСТПП добычи нефти совместно с применением в ИиС новой элементной базы (волоконно-оптических линий связи и датчиков) для интегрированного интерактивного анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений, позволит обеспечить наибольшую чувствительность, помехоустойчивость и эксплуатационную надёжность.

Таким образом, задача разработки САПР технических и программных средств ИиС и анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений является актуальной, так как позволит увеличить срок эксплуатации месторождения, повысить надежность добывающей системы и, как следствие, снизить экономические затраты.

Цель и задачи диссертационной работы

Целью данной работы является разработка САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

В соответствии с поставленной целью необходимо решить следующие задачи:

1. Разработать модель комплекса «многопластовое месторождение -добывающая система - информационно-измерительная система».

2. Разработать и внедрить алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

3. Разработать структурную схему и критерий достаточности информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

4. Разработать и внедрить алгоритмы и математическое обеспечение автоматизированного анализа флюида для обеспечения автоматизации контроля и управления в АСТПП добычи нефти.

5. Разработать метод и алгоритм оценки расхода флюида для применения в АСТПП добычи нефти.

Предметом исследования являются методы и алгоритмы САПР технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа нефте-газо-водяной смеси и алгоритмы АСТПП эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений. Методы исследования

Для решения поставленных задач использованы: аналитическая теория решения системных задач структурного и функционального характера - метод обобщенной структуры структурно-поточных схем, методы теории САПР и АСТПП, математический аппарат цифровой обработки сигналов и вычислительной математики.

Положения, выносимые на защиту

1. Модель «многопластовое месторождение — добывающая система -информационно-измерительная система», созданная методом структурно-поточных схем.

2. Структура информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

3. Алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа флюида на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации.

4. Алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида для обеспечения автоматизации контроля и управления в АСТПП добычи нефти, позволяющий оптимизировать режимы работы скважин, пластов и системы разработки месторождения.

5. Метод и алгоритм оценки расхода флюида для оптимизации добычи нефти при использовании в АСТПП.

Научная новизна исследования

В результате проведённых исследований в диссертации получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной:

1. Создана методом структурно-поточных схем модель комплекса «многопластовое месторождение — добывающая система информационно-измерительная система».

2. Разработаны алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа флюида на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации.

3. Разработан алгоритм работы и определен критерий достаточности для информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

4. Разработан алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида и оценки его расхода для контроля и оценки состояния многопластового месторождения. Практическая значимость полученных результатов Разработанная система автоматизированного проектирования технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений и алгоритмы автоматизированного анализа, применяемые в ИиС построенной на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий связи, позволили повысить эффективность управления разработкой и оптимизировать добычу нефти на подобных месторождениях. Область применения результатов

• Конструкторское проектирование волоконно-оптических информационно-измерительных систем;

• Автоматизированный анализ процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

Апробация результатов

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований, включенные в диссертацию, докладывались и обсуждались на конференциях:

V, Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 15-18 апреля 2008г.

VI Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 14-17 апреля 2009г.

XXXIX научная и учебно-методическая конференция СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 2-5 февраля 2010г.

VII Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 20-23 апреля 2010г.

ХЬ научная и учебно-методическая конференция СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 1-4 февраля 2011г.

Внедрение результатов

Результаты работы внедрены в компании ОАО «Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела — Межотраслевой научный центр ВНИМИ», ОАО «РИТЭК» при разработке Киязлинского месторождения Аксубаевского района Татарстана на скважине № 1632. Результаты работы были использованы при выполнении НИОКР «Распределенная система контроля и управления процессом разработки многопластовых нефтяных месторождений» (шифр «Перспектива»).

Основные положения диссертации изложены в 6 печатных работах, из них 2, входящие в список рекомендованных ВАК для защиты кандидатских диссертаций.

4.5. Выводы

В четвертой главе получены следующие результаты:

• Разработана структура САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений с учетом требований по минимизации ошибок, связанных с реализацией методов цифровой обработки сигналов и ускорением процесса отладки программного обеспечения.

• Определено функциональное назначение структурных компонентов системы.

• Рассмотрены особенности программной платформы САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации. Программное обеспечение системы состоит из следующих основных модулей: библиотека М-файл-функций, модуль чтения данных, модуль обработки, модуль преобразования сигнала, полученного с датчиков, модуль компонентов, модуль графического отображения сигнала, а интерфейсный модуль.

• Исследован вопрос взаимодействия модулей, разработанных на разных языках программирования. Сформулирована процедура отображения типов данных одного языка программирования в соответствующие типы другого языка.

• Разработана процедура создания автономного приложения в среде разработки Ма1:1аЬ. Определены структура и основные свойства М-файл-функций.

Заключение

Главный научный результат диссертационной работы заключается в разработке методов и алгоритмов специализированной автоматизированной системы, предназначенной для проектирования технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений, применение которых позволяет повысить эффективность управления разработкой и оптимизировать добычу нефти на малодебитных месторождениях.

К основным результатам диссертационной работы относятся следующее:

• Разработана модель комплекса «многопластовое месторождение — добывающая система - информационно-измерительная система» методом структурно-поточных схем.

• Разработан общий алгоритм функционирования САПР и алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа флюида на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации.

• Разработан алгоритм работы и определен критерий достаточности качества информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

• Разработан алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида, позволяющий получать спектральные, временные и корреляционные составляющие сигнала, регистрируемого в процессе измерения требуемых характеристик многопластового нефтяного месторождения.

• Разработан автоматизированный метод оценки расхода флюида, основанный на фиксации величины дисперсии регистрируемого сигнала. Так как отклонение значения расчетной оценки расхода и установленной экспериментально, не превышает 5%, то метод можно использовать для выбора оптимального режима работы эксплуатационного оборудования месторождения в АСТПП До • Теоретические результаты доведены до практической реализации в виде программного и информационного обеспечения САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.

1. Brown G. А., Hartog A. Optical Fiber Sensors in Upstream Oil & Gas. Journal of Petroleum Technology. November 2002, p.p.63-65.

2. Furlow W. Second-generation fiber optics paving way for reliable permanent sensors. Offshore International, v. 61, no. 7. 2001 p. 66-68, 144.

3. Gallorenzi T. G. Optical Fiber Sensor Technology. IEEE, Journal of Quantum Electronics, Vol. QE-18, No. 4, April, 1982. pp. 626-665.

4. Gysling D. L., McGuinn R. S. Winston C. R. Патент US 6536291 Bl, 2003 (25 Mar).

5. Percival D. В., and Walden A. T. Spectral Analysis for Physical Applications: Multitaper and Conventional Univariate Techniques. Cambridge: Cambridge University Press, 1993.

6. W Magazine. Intelligent Well Completion, The Next Steps, dated September. 2002.

7. Welch P. D. "The Use of Fast Fourier Transform for the Estimation of Power Spectra: A Method Based on Time Averaging Over Short, Modified Periodograms". IEEE Trans. Audio Electroacoust. Vol. AU-15 (June 1967). Pgs. 70-73.

8. World Oil. World's First Multiple Fiber-Optic Intelligent Well, dated March. 2003, p.p.29-35.

9. Антипенский P. В., Фадин А. Г. Схемотехническое проектирование и моделирование радиоэлектронных устройств. М.: Техносфера, 2007. - 128 с.

10. Ануфриев И. Е. Самоучитель MatLab 5.3/б.х. СПб.: БХВ-Петербург, 2002. - 736 е.: ил.

11. БаллодБ. А., Гвоздева Т. В. Проектирование информационных систем. Ростов/Д.: 2009. - 508 с.

12. Бей И. Взаимодействие разноязыковых программ. Руководство программиста.: Пер. с англ. — М.: Издательский дом "Вильяме", 2005. 880 е.: ил.-Парал.тит.англ.

13. Бейли Д., РайтЭ. Волоконная оптика: теория и практика. Пер. с англ. — М: «КУДИЦ-ПРЕСС», 2008. 320 с.

14. Бондарев В. Н., ТрёстерГ., ЧернегаВ. С. Цифровая обработка сигналов: методы и средства. Севастополь: СевГТУ, 1999. - 398 с.

15. ВойтюкТ. Е. Волоконно-оптический гидрофон. // Сборник трудов VI Всероссийской межвузовской конференции молодых ученых. Биомедицинские технологии, мехатроника и робототехника. СПб: СПбГУ ИТМО, 2009. - вып. 2. - С. 169-174.

16. Войтюк Т. Е. Структура системы сбора и обработки геофизических характеристик. // Сборник тезисов докладов VII Всероссийской межвузовской конференции молодых ученых. Информационные технологии. СПб: СПбГУ ИТМО, 2010. - вып. 1. - С. 7-8.

17. ВойтюкТ. Е., Демин А. В., КлимановВ. А. Алгоритм анализа геофизической обстановки. // Научно-Технический Вестник СПбГУ ИТМО. Компьютерные системы и информационные технологии. СПб: СПбГУ ИТМО, 2010. - вып. 70 - С. 56-60.

18. ГитинВ. Я., Кочановский Л. Н. Волоконно-оптические системы передачи. М.: Радио и связь, 2003. - 128 с.

19. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985. - 310 с.

20. Дмитриева С. А. Волоконно-оптическая техника: совре-менное состояние и новые перспективы. М.: Техносфера, 2010. - 608 с.

21. Дубов В. М., Капустянская Т. И., Попов С. А., Шаров А. А. Проблематика сложных систем. СПб.: «Элмор», 2006. — 184 с.

22. Дьяконов В. П. МАТЪАВ 6.5 ЭР 1/7 + ЗшшНпк 5/6®. Основы применения. Серия «Библиотека профессионала». М.: СОЛОН-Пресс, 2005. -800 е.: ил.

23. Емельянова Н. 3., ПартыкаТ. Л., Попов И. И.Основы построения автоматизированных информационных систем. — М.: Форум Инфра-М, 2007. -416 с.

24. Кестера У. Аналого-цифровое преобразование. М.: Техносфера, 2007.- 1016 с.

25. Клаассен К. Основы измерений. Датчики и электронные приборы. 3-е изд. — Долгопрудный: Издательский дом "Интеллект", 2008. — 352 с.

26. Кондаков А. И. САПР технологических процессов, учебник для студ. высш. учеб. заведений. М.: Издательский центр "Академия", 2007. — 272 с.

27. Коноплев Ю. В., Кузнецов Г. С., Леонтьев Е. И., Моисеев В. Н., Швецов Л. Е. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1986г. -221 с.

28. КотюкА. Ф. Датчики в современных измерениях. М.: Радио и связь, Горячая линия - Телеком, 2006. - 96 с.

29. КошлякВ. А., Султанов Т. А. Изучение нефтеотдачи пластов методы промвеловой геофизики. М.: Недра, 1986. - 14 с.

30. Крылов Д. Н. Детальный прогноз геологического разреза в сейсморазведке. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 195 с.

31. Кульчин Ю. Н. Распределительные волоконно-оптические измерительные системы. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2001. - 272 с.

32. Куприянов М. С., МатюшкинБ. Д. Цифровая обработка сигналов: процессоры, алгоритмы, средства проектирования. СПб.: Политехника, 1999. - 592 с.

33. Латышова М. Г., Дьяконова Т. Ф., Цирульников В. П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1986. - 10 с.

34. Лиокумович Л. Б. Волоконно-оптические интерферо-метрические измерения. Ч. 2. Волоконный интерферометрический чувствительный элемент. СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2007. - 68 с.

35. Ловыгин А. А., Васильев А. В. Современный станок с ЧПУ и CAD/CAM система. М.: Эльф ИПР, 2006 г. - 286 с.

36. МалюхВ. Н. Введение в современные САПР. М.: ДМК-Пресс, 2010.- 192 с.

37. Назаров А. В., Козырев Г. И. Современная телеметрия в теории и на практике. Учебный курс. — СПб.: Наука и Техника, 2007. 672 е., ил. Цветные вкладки.

38. Нигматулин Р. И. Динамика многофазных сред (часть II). М.: Наука, 1987.-352 с.

39. Николаев С. В. Основы САПР измерительных систем: Текст лекций. Таганрог: Изд-во ТРТУ, 2002. - 128 с.

40. НоутонП., Шилдт Г. JavaTM 2: Пер. с англ. СПб.: БХВ-Петербург, 2005. - 1072 е.: ил.

41. Путилин А. Б. Вычислительная техника и программи-рование в измерительных информационных системах. М.: Дрофа, 2006. - 447 с.

42. Раннев Г. Г., Сурогина В. А., Тарасенко А. П., Калашников С. В., Нефедов С. В. Информационно-измерительная техника и электроника. — М., Издательский центр "Академия", 2009. 512 с.

43. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Минэнерго России 2001г. 271 с.

44. РубичевН. А. Измерительные информационные системы. М.: Дрофа, 2006. - 334 с.

45. Рудинский И. Д. Технология проектирования автоматизированных систем обработки информации и управления. М.: Горячая Линия-Телеком, 2011.-304 с.

46. Сабунин А. Е. Новые решения в проектировании электронных устройств. М.: Изд. "Солон-пресс", 2009. - 432 с.

47. Сергиенко А. Б. Цифровая обработка сигналов. СПб.: БХВ-Петербург, 2011. - 768 с.

48. Серебреницкий П. П., Схиртладзе А. Г. Программирова-ние для автоматизированного оборудования. -М.: Высш. шк.: 2003. 592 с.

49. Сирота А. А., Алгазинов Э. К. Анализ и компьютерное моделирование информационных процессов и систем. М.: Диалог - МИФИ, 2009.-416 с.

50. Советов Б. Я., Яковлев С. А. Моделирование систем. 6-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк.: 2009. - 343 с.

51. Советов Б. Я., Яковлев С. А. Моделирование систем. Практикум. 6-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк.: 2009. - 295 с.

52. СТ ЕАГО-028-01. Геофизическая аппаратура и оборудование. Аппаратура акустического каротажа. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний. М.: 1996г. - 40 с.

53. СТ ЕАГО-029-01. Геофизическая аппаратура и оборудование. Аппаратура интегрального гамма- каротажа нефтяных скважин. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний. М.: 1996г. - 27 с.

54. СТ ЕАГО-045-01. Геофизические исследования и работы в скважинах. Контроль технического состояния скважин. Термины, определения, буквенные обозначения. М.: 1998г. - 34 с.

55. Схиртладзе А. Г. Мартемьянов Ю.Ф., Лазарева Т.Я. Интегрированные системы проектирования и управления. М., Издательский центр "Академия", 2010.-352 с.

56. Схиртладзе А. Г., Дворецкий С. И., Муромцев Ю. JL, Погонин В. А. Моделирование систем. — М., Издательский центр "Академия", 2009. 320 с.

57. Тюрин А. М., Сташкевич А. П., Таранов Э. С. Основы гидроакустики, Л.: 1966. - 382 с.

58. Удда Э. Волоконно-оптические датчики. Вводный курс для инженеров и научных работников. Пер. с англ. М.: Техносфера, 2008. - 520 с.

59. ФорестГ. Добыча нефти. Пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес»,2003. 416 е.: ил. - (Серия «Для профессионалов и неспециалистов»).

60. Фриман Р. Волоконно-оптические системы связи. М.: Техносфера,2004. 567 с.

61. Фуфаев Э. В., ФуфаеваЛ. И. Компьютерные технологии в приборостроении. М., Издательский центр "Академия", 2009. - 336 с.

62. Хорстманн К. С., Корнелл Г. Java 2 Библиотека профессионала, том II. Тонкости программирования. 7-е издание. Пер. с англ. — М.: Издательский дом "Вильяме", 2006. 1168 е.: ил.-Парал.тит.англ.

63. Чекалин Л. М., Моисеенко А. С., Шакиров А. Ф. Геолого-технологические исследования скважин — М.: Недра, 1993г. 240 с.

64. Черненко В. Д. Оптомеханика волоконных световодов. СПб.: Политехника, 2010.-291 с.

65. Чобану М. К. Многомерные многоскоростные системы обработки сигналов. М.: Техносфера, 2009. - 480 с.

66. Чоловкий И. П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. М.: Недра, 1989г. - 376 с.1241. С-.'

67. Шишмарев В. Ю. Физические основы получения информации. М.: Издательский центр "Академия", 2010. - 448 с.

68. Янг М. Оптика и лазеры, включая волоконную оптику и оптические волноводы: Пер. с англ. М.: Мир, 2005. - 541 е., ил.