Моделирование и исследование режимов функционирования комплекса технологических объектов газодобывающего предприятия тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.07, кандидат технических наук Ваулина, Елена Васильевна

• Ваулина, Елена Васильевна
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ваулина, Елена Васильевна

Содержание

стр.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Характеристика газодобывающего предприятия (ГДП) и современные информационные технологии в управлении промышленными технологическими комплексами

1.1. Особенности технологического процесса функционирования ГДП как объекта управления

1.2. Характеристика основных режимно-технологических задач, решаемых в процессе планирования и

управления газодинамическими режимами ГДП

1.3. Модели технологических объектов, входящих

в состав ГДП

1.4. Анализ информационных систем управления

промышленными технологическими комплексами

Выводы к главе 1

ГЛАВА 2. Математическое, алгоритмическое и

информационное представление технологических объектов ГДП

2.1. Технология объектно-ориентированного алгоритмического проектирования сложных технологических систем

2.2. Представление базовых классов объектов ГДП

в терминах объектно-ориентированной технологии

2.3. Представление производных классов объектов ГДП

в терминах объектно-ориентированной технологии

Выводы к главе 2

ГЛАВА 3. Компьютерное моделирование режимов работы объектов и подсистем ГДП (на примере П.Ямбурггаздобыча)

3.1. Моделирование режимов работы отдельных объектов

и подсистем ГДП

3.2. Совместный расчет подсистемы ДКС - МГК

3.3. Моделирование режимов работы технологической системы "скважина (устье) - куст - промысловая газосборная сеть -

- ДКС - УКПГ - МГК"

Выводы к главе 3

ГЛАВА 4. Вопросы практического применения разработанных систем моделей, методов и алгоритмов

4.1. Основные режимно-технологические задачи управления, планирования и оптимизации ГДП, основанные на объектно-ориентированной технологии моделирования

4.2. Методы повышения адекватности моделей

основных технологических подсистем ГДП

4.3. Реализация разработанных методов и алгоритмов решения

режимно-технологических задач в компьютерном комплексе

Выводы к главе 4

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Технологическая схема П.Ямбурггаздобыча. ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Результаты расчета режима работы комплекса технологических объектов ГДП.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование и исследование режимов функционирования комплекса технологических объектов газодобывающего предприятия»

Введение.

Газовая промышленность является ключевой в экономике Российской Федерации, поэтому решение вопросов рационального использования природных и технических ресурсов ни у кого не вызывает сомнений.

Газовая промышленность объединяет большое количество крупных производственных комплексов - газодобывающие предприятия, газоперерабатывающие заводы, газотранспортные и газораспределительные системы и др., основными среди которых являются газодобывающие предприятия (ГДП), осуществляющие добычу и подготовку газа к транспорту по магистральным газопроводам (МГ).

Неразрывность технологических процессов добычи и подготовки природного газа требуют рассматривать все технологические объекты ГДП как единую газодинамическую систему. Поэтому в рамках газодобывающего предприятия задача рационального использования природных и технических ресурсов заключается в том, чтобы при минимальном наборе управляющих воздействий определить такие варианты режимов эксплуатации технологических объектов ГДП, методы управлений и перспективного планирования, которые, с одной стороны, основываются на общей стратегии управления ГДП и рассматривают всю систему объектов как единое целое, а с другой стороны, учитывают ограничения для каждого технологического объекта, которые накладываются существующими условиями эксплуатации объектов добычи, подготовки природного газа и возможностями оборудования.

Решение этих задач основывается на проведении различных вариантов моделирования в едином технологическом режиме всего комплекса объектов ГДП от пласта до головной компрессорной станции (ГКС). Современный уровень развития техники и технологии позволяет проводить моделирование, адаптацию полученных моделей к реальным процессам и решать такие задачи управления и планирования.

Целью работы является разработка и исследование интегрированной системы моделей и алгоритмов планирования и управления комплексом технологических объектов ГДП.

Основными задачами исследования являются:

- анализ технологии функционирования ГДП;

- построение иерархической системы классов технологического комплекса

объектов ГДП от скважины до головных КС;

- разработка единого информационного, математического и алгоритмического представления отдельных технологических объектов и всего комплекса ГДП на основе объектно-ориентированной технологии (ООТ);

- разработка алгоритмов и компьютерных процедур моделирования стационарных режимов работы комплекса технологических объектов ГДП;

- проведение компьютерного моделирования режимов работы отдельных объектов, выделенных подсистем и всего комплекса объектов ГДП;

- разработка методов повышения адекватности моделей технологических объектов и подсистем реальным условиям их функционирования;

Научная новизна:

1) на основе системного анализа ГДП и объектно-ориентированной технологии разработаны иерархическая система и состав классов комплекса технологических объектов ГДП;

2) разработана методика информационного, математического и алгоритмического представления технологических объектов как отдельных классов ГДП;

3) разработан алгоритм моделирования комплекса технологических объектов ГДП: скважина (устье) - куст скважин - газосборная сеть (ГС) - дожимная компрессорная станция (ДКС) - установка комплексной подготовки газа (УКПГ) - межпромысловый газосборный коллектор (МГК);

4) разработан алгоритм адаптации предложенных моделей к реальным условиям эксплуатации на основе методов статистического анализа, идентификации параметров моделей, статистической проверки гипотез.

Практическая ценность работы. Разработанные методы и алгоритмы моделирования технологических объектов вошли в состав компьютерного комплекса, который может быть использован как диспетчерскими службами предприятия, так и проектными организациями для решения задач планирования и управления режимами работы ГДП. Основные практические результаты получены на примере реальных технологических объектов П.Ямбурггаздобыча.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на Межреспубликанской научно-технической конференции "Автоматический контроль и управление производственными процессами" (Минск, 1995г.), конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (Москва, 1995г.), Выставке-конференции, посвященной проблемам создания и маркетинга программно-аппаратных систем в России "Компью-Маркетинг'96" (Москва,

1996г.), Второй Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (Москва, 1997г.).

По результатам выполненных исследований опубликовано 7 печатных работ.

Диссертационная работа содержит 162 страницы машинописного текста (основной текст изложен на 155 страницах), имеет 43 рисунка и состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 68 наименований и двух приложений.

Первая глава содержит описание газодобывающего предприятия, его состав и особенности функционирования. В структуре ГДП выделены самостоятельные технологические подсистемы, для каждой из которых сформулированы режимно-технологические задачи моделирования, вариантного планирования и управления. В главе представлен обзор разработанных ранее моделей основных технологических объектов ГДП, постановок и методов решения задач моделирования. На примере информационной управляющей системы, действующей на ПО "Надымгазпром", рассмотрены основные принципы функционирования современных многоуровневых автоматических систем управления промышленными технологическими комплексами.

Вторая глава содержит математическое, алгоритмическое и информационное представление технологических объектов ГДП на основе технологии объектно-ориентированного проектирования сложных технологических систем. Рассмотрена схема отношений классов основных технологических объектов ГДП. В соответствие с предложенной формой представления структуры и состава класса рассмотрены все технологические объекты газодобывающего предприятия.

В третьей главе приведены результаты моделирования режимов работы объектов и подсистем ГДП на примере П.Ямбурггаздобыча: подсистемы скважина (устье) - куст скважин - промысловая газосборная сеть (ГС); межпромыслового газосборного коллектора (МГК); дожимной компрессорной станции (ДКС); подсистемы ДКС - МГК; всего комплекса объектов: скважина (устье) -куст скважин - ГС - ДКС - УКПГ - МГК - вход ГКС.

Четвертая глава посвящена вопросам практического применения разработанных систем моделей, методов и алгоритмов. Рассмотрены основные режимно-технологические задачи управления, планирования и оптимизации ГДП, основанные на объектно-ориентированной технологии моделирования, методы

повышения адекватности моделей основных технологических подсистем ГДП и вопросы реализации разработанных методов и алгоритмов в компьютерном комплексе.

Глава 1. Характеристика газодобывающего предприятия (ГДП) и современные информационные технологии в управлении промышленными технологическими комплексами.

1.1. Особенности технологического процесса функционирования ГДП как объекта управления.

Газодобывающее предприятие (ГДП) - основной производственный комплекс в газовой промышленности. В его состав входят: газоносный пласт (пласты), сеть газовых скважин, объекты добычи, сбора и подготовки природного газа, внутрипромысловые и выходные коллекторы, а также ряд вспомогательных объектов. Отдельные элементы этой системы рассредоточены на площади в десятки и сотни квадратных километров, но все они взаимосвязаны непрерывным технологическим процессом и подчинены единой цели - бесперебойному снабжению потребителей газом в нужных количествах и соответствующего качества.

Система "газоносный пласт - скважина" - основной объект ГДП. При разработке месторождений природного газа продуктивный пласт вскрывается системой скважин, варианты расположения которых могут быть различными. На забое скважины поддерживается давление меньше пластового, под действием этого перепада (АРСКВ = Рпл - Р3) в скважины поступает природный газ. Под действием перепада давления на забое и устье скважины ( АРус = Р3 - Рус) газовый поток поднимается по стволу скважины, и далее - по газосборным сетям на установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Здесь осуществляется очистка и осушка газа от твердых примесей, агрессивных компонентов и влаги, а также его охлаждение перед подачей в магистральный газопровод. В зависимости от характеристик газоносного пласта, природного газа, условий окружающей среды в состав УКПГ могут входить различные технологические объекты: дожим-ные компрессорные станции (ДКС), установки низкотемпературной сепарации (НТС), абсорбционной или адсорбционной осушки.

Различают две структуры сбора и подготовки газа - централизованную и децентрализованную /32, 38/.

При централизованной структуре (Рис. 1.1 а.) газ из скважин по шлейфам поступает на УПГ, где осуществляется его предварительная подготовка, и далее подается на головные сооружения промысла, где происходит окончательная его осушка и охлаждение перед подачей в МГ.

При децентрализованной структуре (Рис.1.1б.) на УКПГ осуществляется полная подготовка газа к дальнему транспорту.

УПГ

Головное сооружение

Установка регенерации ДЭГа

т

Установка абсорбционной осушки

X

Установка подготовки и стабилизации конденсата

Конденсат

а) схема централизованного сбора и подготовки газа и конденсата

Газ в МГ

УКПГ

и—.

ч—•

б) схема децентрализованного сбора и подготовки газа и конденсата Рис. 1.1. Схемы сбора и подготовки газа.

Управление строится исходя из особенностей технологических объектов, технологических информационных потоков и организации процессов сбора, передачи и обработки информации. Структура системы управления основным производством определяются степенью рассредоточенности этих объектов, а также технологией процессов подготовки газа к транспорту. Под структурой управления понимается разделение функций управляющей системы между функциональными частями и размещением аппаратуры, обрабатывающей информацию, по узловым точкам. Характер распределения и обработки информации на ГДП обусловлен общим алгоритмом управления, который наиболее полно характеризует структурные отношения в системе /38, 56/.

ГДП, как объект управления, относится к сложным системам и характери-

зуется рядом специфических особенностей. Это: большое число элементов системы; различная природа технологических объектов (пласт, подземное и наземное оборудование); рассредоточенность объектов и параметров управления; комлекс "пласт - скважина - промысловое оборудование - газопровод - потребитель" представляет собой единую неразрывную систему, связанную непрерывным технологическим циклом.

Разработка и эксплуатация объектов добычи газа базируется как на первоначальной, так и на текущей геолого-промысловой, технологической и технико-экономической информацией. Режимы технологических процессов подготовки и транспорта газа зависят от режима работы пласта и скважин и характеризуются нестационарностью, вызываемой изменением планов добычи газа, нештатными режимами, температурными условиями, и т.д. Основной объект добычи -продуктивный газоносный пласт - характеризуется нехваткой информации из-за ограниченности видов измерений и управляющих воздействий на процесс, происходящий в пласте, а также сложностью описания движения многофазных смесей в пласте, в частности, из-за постоянно изменяющихся параметров (производительность, давление, другие коллекторские и физико-химические свойства). С другой стороны, процессы, протекающие в пласте, достаточно инерционны, поэтому результаты какого-либо воздействия на пласт могут быть оценены только через большой промежуток времени.

Эксплуатация месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера осложняется тяжелыми природно-климатическими условиями, а также рядом специфических особенностей, характерных для этих регионов. Вследствие суровых природно-климатических условий возникают сложности получения достоверной геолого-промысловой информации. По этой причине проектные решения дорабатываются в процессе разработки и эксплуатации месторождения. Значительная удаленность от потребителей и основных промышленных центров, строительство протяженных и дорогостоящих магистральных газопроводов, а также огромные затраты на обустройство месторождений определяют высокую себестоимость добычи газа. Сравнительно низкие пластовые давления определяют необходимость раннего ввода в эксплуатацию ДКС. Большие абсолютные запасы месторождений приводят к тому, что газодобывающее предприятие эксплуатирует одно-два газовых месторождения. Однако, для северных месторождений характерны сравнительно большие остаточные запасы газа в залежах, т.к. на конечной стадии разработки при существенном снижении пластового давления подача газа по магистральному газопроводу нерентабель

на. При этом отсутствие энергоемких местных потребителей заставляет искать новые экономически оправданные проектные решения. Кроме того, в отличие от ГДП, расположенных в других регионах России, где при эксплуатации одним ГДП нескольких месторождений возможно регулирование динамики изменения экономических показателей, здесь изменение геолого-промысловых, экономических и экологических показателей разработки месторождения полностью определяет показатели деятельности ГДП.

Эти обстоятельства, а также качественные изменения в газовой промышленности и интенсивное развитие техники и технологии требуют постоянного совершенствования методов управления ГДП.

Основным средством совершенствования управления является информатизация и автоматизация объектов ГДП.

Цель автоматизированного управления ГДП - улучшение технико-экономических показателей, что определяется решением ряда задач, таких как:

- рациональное планирование объемов и режимов добычи газа с месторождений, кустов скважин с учетом плана поставок газа в МГ, технологических характеристик объемов добычи и транспорта;

- снижение энергетических (стоимостных) затрат на добычу, сбор, подготовку газа к транспорту;

- повышение надежности и экологической безопасности эксплуатации технологического оборудования;

- повышение качества подготовки природного газа к транспорту;

- уменьшение удельного расхода реагентов на добычу и обработку углеводородного сырья;

- заблаговременное планирование объема работ по строительству (реконструкции, замене) промысловых объектов.

Основой автоматизированного управления, позволяющего улучшить технико-экономические показатели ГДП, являются математическое моделирование объектов ГДП как единого технологического комплекса, а также определение рациональных технологических режимов работы каждого из объектов и всего предприятия в целом с учетом энергосберегающих и экологических факторов.

Структура управления ГДП может быть различной, но всегда в ней можно выделить два уровня: уровень управления технологическими объектами добычи и подготовки газа и уровень управления всем ГДП в целом.

Нижний уровень управления обеспечивает контроль и поддержание заданных технологических режимов с помощью технических средств автомата-

зации; контроль за состоянием всего технологического оборудования; сбор, первичную обработку и передачу информации на верхний уровень; реализацию управляющих воздействий на изменение режимов работы объектов основного производства с учетом указаний с верхнего уровня.

На верхнем уровне управления обеспечивается: выполнение плановых заданий по добыче сырья; расчет и реализация необходимых технологических режимов; сбор и обработка данных о работе объектов производства; расчет и анализ технико-экономических показателей работы основного производства; анализ и предупреждение аварийных ситуаций, организация реконструкции, ремонта и внедрения новой техники и технологий на объектах основного производства.

Решение всех этих задач сегодня невозможно без использования современных технических средств автоматизации - систем передачи данных, ЭВМ, средств связи на всех уровнях управления, которые позволяют вести оперативный анализ, планирование и прогнозирование работы объектов ГДП, осуществлять оперативное управление с использованием математических моделей и алгоритмов управления, проводить расчет комплексных параметров технологических процессов, принимать эффективные и обоснованные решения по управлению технологическими процессами, осуществлять контроль, стабилизацию технологических параметров, автоматизировать выдачу управляющих воздействий, прогнозировать события, анализируя данные предыстории.

В качестве примера ГДП в работе рассматривается П. Ямбурггаздобыча, которое эксплуатирует Ямбургское газоконденсатное месторождение (ЯГКМ).

ЯГКМ расположено на Тазовском полуострове, в 60 км к северо-северо-западу от Уренгойского, оно было открыто в 1969г. Территория месторождения представляет собой равнину с невысокими холмами, с широко развитой сетью рек и ручьев, большим количеством озер и болот; мощность многолетнемерз-лых пород составляет 300-400 м. Район месторождения расположен на границе субарктического и умеренного климатических поясов, для этой территории характерны суровая и продолжительная зима, короткое и прохладное лето. Среднегодовая температура воздуха -9,3°С. Минимум температуры составляет -63°С, максимум +32°С. Наблюдаются резкие колебания температуры воздуха (более 20°С) и атмосферного давления (более 20 мм рт. ст.) в течение суток.

Газоносность месторождения связана с сеноманскими, валанжинскими и готеривскими отложениями /16/. Основные запасы газа сосредоточены в сено-манских отложениях. Сеноманская залежь Ямбургского месторождения вытя-

нута с запада в северо-восточном направлении. Глубина залегания залежи изменяется от 1035 до 1211 м, пластовое давление составляет 11-15 МПа, температура: 23-29°С. Мощность продуктивного пласта 59-108 м, эффективная мощность 30,4-79,2 м. Залежь газовая, водоплавающая, размером 125 на 55 км и высотой 201 м. Газоводяной контакт проходит на отметках 1158-1179 м и наклонен в северо-восточном направлении. Запасы газа, вовлекаемые в разработку, составляют ~ 3200 млрд.м3. Газ отложения метановый, содержание тяжелых углеводородов незначительно. Относительный удельный вес газа по воздуху составляет в среднем 0,56, низшая теплотворная способность - от 7480 до 8020 ккал/м3. Валанжинская залежь газоконденсатная, имеет высоту 100 м. Газоводяной контакт проходит на отметке ЗОЮ м. Начальное пластовое давление 32,19 МПа.

Параметры газа в начальный период эксплуатации (среднее пластовое давление - 11,73 МПа, давление газа на устье - 10,3 МПа, температура газа на устье +13,5°С) позволяли вести на УКПГ подготовку газа к транспорту без предварительного компримирования.

Однако в последние годы в условиях постоянно снижающегося устьевого давления для обеспечения условий осушки и охлаждения газа осуществляется поэтапное строительство и ввод в эксплуатацию ДКС на каждой УКПГ.

Принципиальная технологическая схема УКПГ Ямбургского ГКМ представлена на рис. 1.2.

Газ от кустов скважин по газопроводам-шлейфам подается на пункт переключения арматуры (ППА), а затем в общий коллектор сырого газа. ППА состоит из узлов ввода шлейфов, которые включают соединительные трубопроводы с отключающей и регулирующей арматурой (ШР-14, 22, и др.). Для предупреждения образования гидратов в трубопроводах и оборудовании предусмотрена подача метанола в шлейфы на устье скважин.

Для улавливания капельной жидкости и мехпримесей, поступающих с газом от кустов скважин по газопроводам-шлейфам и сборных коллекторов газа после ППА, устанавливаются сепараторы.

Рис. 1.2. Принципиальная технологическая схема УКПГ Ямбургского ГКМ.

ППА - пункт переключения арматуры; С - сепаратор; ДКС- дожимная компрессорная станция; ABO - аппараты воздушного охлаждения газа; А - абсорбер; ТД - турбодетандерный агрегат, МГК - межпромысловый газосборный коллектор.

Аппараты включают узел предварительной очистки газа, входную и выходную сепарационные секции с центробежными элементами и секцию промывки в верхней части аппарата, на орошение которой подается метанольная вода с концентрацией метанола 1-25% для коагуляции жидкости и насыщения газа метанолом.

Количество аппаратов на УКПГ-1,6 - 16 штук, на УКПГ-2, 3, 4, 5, 7 - 8 штук.

Далее газ поступает на ДКС, где установлены агрегаты ГПУ-16, в качестве привода нагнетателя используется двигатель ДЖ59Л2. После компримирования газ с давлением 6,0-7,5 МПа и температурой 25-30°С подается в аппараты воздушного охлаждения (ABO) 2АВГ-75С (аппараты обвязаны двумя группами по 13 штук), где охлаждается до температуры 10-12°С и затем направляется на установку комплексной подготовки газа (УКПГ).

Промысловая обработка газа на УКПГ осуществляется по схеме гликоле-вой осушки в абсорберах. УКПГ состоит из девяти технологических линий с

л

пропускной способностью 10 млн.м /сут. каждая.

Абсорберы совмещают в себе первичный сепаратор, собственно абсорбер и фильтр для улавливания диэтиленгликоля (ДЭГ). На орошение в абсорбционную секцию подается регенерированный ДЭГ с концентрацией 98-99%. Кругло-

л

годичное охлаждение осушенного газа до температуры -2 С осуществляется в турбодетандерных агрегатах БТДА-10-13, работающих в сочетании с ABO газа в летний период, и только в ABO - в зимний период.

Осушенный и охлажденный газ направляется от каждой УКПГ через пункты замера газа по многониточной закольцованной системе межпромыслового газосборного коллектора к головной КС и далее в систему магистральных газопроводов.

Кроме перечисленных основных технологических процессов, ГДП включает ряд вспомогательных процессов и объектов: установки регенерации ДЭГа и метанола, установки печей подогрева ДЭГа и метанола; установки подогрева теплоносителей (УПТ); склады ГСМ, ДЭГа, метанола; паровые котельные; водонасосные; т.д.

Режим работы МГК обусловлен обеспечением подачи природного газа по двум направлениям: Тульскому (газ собирается с УКПГ 1, 2, 3, 4) и Елецкому (газ собирается с УКПГ 1в, 5, 6, 7).

Значения расходов, давлений и температур газа связаны с сезонной неравномерностью отборов, задаваемой головными участками магистральных газо-

проводов, температурой окружающего воздуха, технологическими условиями подготовки газа на УКПГ, работой промысловой газосборной сети шлейфов и скважин в добывных зонах.

Одной из основных задач является управление температурными режимами, что объясняется двумя причинами. Во-первых, резкие перепады температуры окружающей среды вынуждают регулировать температуру газа, поступающего с УКПГ, из-за угрозы растопления многолетнемерзлого грунта вдоль трубопровода и, как следствие, его деформацию и разрыв. Во-вторых, снижение температуры газа, подаваемого в МГК, может обеспечить более экономичные режимы транспорта при прочих равных условиях. Другой важной задачей при управлении работой МГК и обеспечении планируемых объемов подачи газа в головные участки МГ является задача управления работой всех УКПГ в едином взаимосвязанном режиме, когда технологические параметры потока на выходе одной установки не нарушают режимы работы других УКПГ.

Учитывая все изложенные особенности, и то, что себестоимость Ямбург-ского газа значительно выше себестоимости газа других месторождений этого региона (Медвежьего, Уренгойского) /19/, для обеспечения эффективности работы предприятия возникла задача разработки единого математического, алгоритмического и информационного комплекса, который позволит: проводить расчет МГК, промысловых ДКС, УКПГ и системы пласт-скважина-газосборная сеть в едином гидравлическом режиме; рационально планировать отборы газа с кустов скважин промысловых зон; рационально планировать режимы работы ДКС и температурные режимы подготовки и транспорта газа.

1.2. Характеристика основных режимно-технологических задач, решаемых в процессе планирования и управления режимами ГДП.

Газодобывающее предприятие представляет собой сложную технологическую систему с огромным количеством объектов, связанных единым технологическим процессом добычи, подготовки и транспорта газа.

Во временном аспекте управление газодобывающим предприятием можно разделить на несколько уровней: перспективное планирование; краткосрочное планирование; оперативное управление; автоматическое управление.

Перспективное планирование охватывает достаточно длительные периоды времени. Основными режимно-технологическими задачами в процессе пер-

спективного планирования являются: расчет распределения давлений в газовой залежи и изменений забойных и устьевых давлений на скважинах, определение объемов добычи и подготовки газа, расчет необходимого и рационального фонда работающих скважин, планирование показателей работы ГДП с учетом динамики изменения технологических параметров, работы оборудования, и т.д.

Краткосрочное планирование заключается в решении задач, связанных с детализацией плановых заданий по периодам времени (квартал, месяц, неделя, сутки, т.д.) и по объектам ГП, УКПГ, и т.д. Оно включает в себя расчет объемов добычи газа, планирование оптимального распределения дебитов скважин при заданных показателях работы ГДП, составление оперативных заявок на вывод в ремонт оборудования, средств управления и автоматизации, проведение вариантных расчетов режимов работы ГДП.

При оперативном управлении решаются задачи, возникающие в процессе текущей работы подразделений ГДП: реализация плановых режимов, их коррекция при изменении условий производства, предотвращение нештатных ситуаций, ликвидация последствий аварийных ситуаций, и т.д. Решение этих задач позволяет персоналу выработать набор правил и стратегий управления в условиях дефицита технологических ресурсов и времени, а также определить критические зоны режимно-технологических параметров и выбрать рациональные режимы работы ГДП.

К автоматическому управлению относятся задачи управления текущими режимами работы объектов ГДП (стабилизация технологических параметров), осуществляемые с помощью средств автоматики.

Эффективность решения перечисленных задач может быть достигнута лишь при условии использования современных средств автоматизации, вычислительной техники и связи, которые позволяют осуществлять сбор, обработку, передачу информации, и программных комплексов, которые на основе моделирования технологических процессов добычи и подготовки газа к транспорту, позволяют производить расчет режимов и управляющих воздействий, а также планирование и прогнозирование.

В составе ГДП можно выделить две относительно самостоятельные технологические системы:

• пласт - скважины - куст скважин - газосборная промысловая сеть (ГС);

• дожимные компрессорные станции (ДКС) - установки комплексной подготовки газа (УКПГ) - межпромысловый газосборный коллектор (МГК) -головные компрессорные станции (ГКС).

Для первой технологической системы помимо задач разработки и регулирования пласта и обустройства промысла, актуальными являются задачи моделирования процессов, вариантного планирования режимов, прогнозирования изменения параметров пласта и скважин.

1. Под моделированием понимается:

• расчет дебитов скважин по значениям забойного и устьевого давлений, при этом параметры модели скважины определяются из результатов геофизических исследований скважин;

• расчет объемов потоков, давлений, температур газа на выходе куста скважин как результат смешения потоков;

• расчет объемов потоков, давлений, температур газа от кустов скважин по газосборному коллектору до УКПГ, то есть расчет потоков по трубопроводной сети.

Корректное решение каждой из указанных задач моделирования возможно при условии задания краевых параметров (давление или величины потоков) на входе/выходе каждой из подсистем. Если эти условия выполнены, то возможно независимое решение задачи моделирования для каждой подсистемы.

Однако, поскольку подсистемы пласт - скважины - куст скважин - газосборная промысловая сеть связаны между собой единым технологическим процессом, то есть выход одной подсистемы является входом другой, актуальной является задача расчета потоков газа в целом по всей системе. При этом, должны быть заданы давления на забое каждой добывающей скважины и либо давления, либо объемы газа, либо функциональные эмпирические зависимости <2(Р) на входе УКПГ.

2. Задача планирования режимов по системе: пласт - скважины - куст скважин - газосборная промысловая сеть основывается на решении задачи моделирования потоков и сводится к проведению расчетов как при различных значениях газодинамических параметров на входах и выходах системы, так и при различных вариантах действующего оборудования (схемах работающих/остановленных скважин, топологии трубопроводов газосборной промысловой сети и т.д.);

3. Задача прогнозирования изменений параметров пласта - заключается в проведении анализа динамики пластовых давлений, запасов газа, изменений таких характеристик как пористость, проницаемость, обводненность и т.д. за предшествующий период разработки месторождений и при различных вариантах и режимах добычи газа.

Для второй технологической системы (ДКС - УКПГ - МГК - ГКС) актуальны задачи моделирования газовых потоков; вариантного планирования режимов отбора газа с газовых промыслов; оптимизация режимов работы ДКС и ГКС, газовых потоков по МГК.

1. Задача моделирования газовых потоков по данной технологической системе представляет собой расчет распределения поля давлений, объемов, температуры газовых потоков, начиная со входов УКПГ до выходов ГКС, по технологическим объектам:

• УКПГ, включающей установки абсорбционной осушки (низкотемпературной сепарации, адсорбционной осушки), десорбции, аппараты воздушного охлаждения;

• дожимным компрессорным станциям и аппаратам турбодетандерного охлаждения газа;

• закольцованной, многониточной системе трубопроводов МГК;

• головным компрессорным станциям.

При этом, если заданы значения краевых параметров (Р или О, Т) газового потока для отдельных объектов, то для них задача моделирования может решаться самостоятельно. Однако, как правило, эти параметры могут быть заданы только на входах и выходах всей технологической системы. В этом случае задача моделирования связана с необходимостью увязки моделей отдельных объектов в единый алгоритм в соответствии с технологическим процессом.

2. Решение задачи вариантного планирования режимов отбора газа с газовых промыслов основывается, как и другие задачи, на моделировании газовых потоков по системе ДКС - УКПГ - МГК - ГКС. При этом требуется задание уставок давлений и объемов поставки газа в газотранспортные системы после ГКС, а также или значений давлений потоков газа на входах УКПГ или диапазонов С)т1П и Отах допустимых отборов ГЭЗа с ПрОМЫСЛОВ.

3. Оптимизация режимов работы ДКС и ГКС, газовых потоков по МГК являются локальными задачами. Они основываются на алгоритмах расчета оптимальных схем ГПА и их оборотов, обеспечивающих соблюдение всех технологических ограничений на режимы ГПА, заданные (рассчитанные в других задачах) параметры газового потока через ДКС или ГКС, минимальные затраты на компримирование газа. Частной задачей оптимизации режимов работы ГПА может быть задача рационального выбора характеристик ГПА со сменной проточной частью, а также выбора типа и количества ГПА на проектируемых ДКС.

Важной самостоятельной задачей для газодобывающих предприятий

является выбор вариантов реконструкции и оборудования различных объектов ГДП, в первую очередь ДКС и МГК. Решение этой задачи имеет особое значение в условиях падения пластового давления, постепенного уменьшения деби-тов скважин, обводненности месторождений и т.д. Ее решение основывается на необходимости проведения различных вариантов моделирования в едином технологическом режиме всего комплекса объектов: от пласта до ГКС МГ.

Основой решения задач планирования и управления являются математические модели технологических процессов. Всякая математическая модель описывает реальный технологический объект с некоторой долей приближения к действительности, при этом степень детализации используемой модели определяется требуемой точностью расчета, количеством и достоверностью исходной информации. В связи с этим возникают задачи статистической обработки исходных данных, а также задача идентификации, позволяющая уточнять параметры математической модели объекта.

Математические и алгоритмические модели технологических систем ГДП позволяют:

1. На основе анализа причин рассогласования модельных расчетов и реальных данных оценивать не только качество (точность) данных и применяемых моделей, но и с определенной достоверностью делать выводы как о возникновении и характере изменений в технологическом процессе, так и о неучтенных в моделях различных факторах. Например, засорение и разрывы трубопроводов, изменение характеристик ГПА, изменение характеристик добывающих скважин и т.д.

2. Проводя многовариантные расчеты, определять критические режимно -технологические зоны функционирования не только для отдельных объектов ГДП, но и для подсистем объектов. Например, рассматривается работа двух промыслов, каждый из которых поставляет газ на УКПГ, связанных системой трубопроводов МГК. Но на одном УКПГ введена в действие ДКС, а на другом нет, или промыслы обладают сильно отличающимися значениями пластовых давлений. Тогда при определенных режимах может возникать ситуация, когда один промысел будет "зажимать" другой. Понятно, что работа такой системы будет нетехнологичной.

3. Решать задачи типа "что если". Для того, чтобы оценить влияние того или иного изменения условия эксплуатации на технологический процесс, требуется экспериментальная проверка. В подавляющем большинстве случаев на

практике вводить искусственные возмущения невозможно, модель же позволяет организовывать различные технологические ситуации и оценивать полученные варианты решений.

4. Определить основные показатели газодобычи ГДП при заданных параметрах управления.

5. Определить максимальную производительность ГДП при заданных характеристиках и режимах работы оборудования.

6. Осуществить выбор рациональных режимов работы как отдельных технологических объектов ГДП, так и системы в целом. Кроме того, если программный комплекс включает в себя алгоритм идентификации, то это позволяет решить задачу не только рационального управления, но и задачу рационального использования оборудования, а также планирования ввода новых мощностей при существующих ограничениях (ограничения по технологическим параметрам, мощностям, структуре МГК и т.д.).

1.3. Модели технологических объектов, входящих в состав ГДП.

1.3.1. Газоносный пласт и добывающие скважины.

Проблемам теории разработки месторождений природного газа посвящены работы таких авторов, как Минский Е.М., Бекиров Т.М., Закиров С.Н., Басниев К.С., Маргулов Р.Д., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К., Коротаев Ю.П., Язик A.B., Ширковский А.И., др. Теория базируется на интегрировании многомерных (двумерных, трехмерных) уравнений фильтрации /21, 23, 32, 64, 68, др./. Для различных упрощающих предположений и условий работы пласта - режим эксплуатации месторождения (газовый, водонапорный), режим движения потока (стационарное, нестационарное), свойства среды, наличие источников и стоков -уравнение фильтрации записывается по-разному. Так, при стационарной изотермической фильтрации справедливо уравнение /64/:

-gradp-— v + ß * plvlv , [1.1]

к

где: р - давление; v - вектор скорости фильтрации; р, р - вязкость и плотность газа; к - коэффициент проницаемости; ß* - коэффициент, характеризующий извилистость и непостоянство сечения поровых каналов.

Интегрируя уравнение [1.1], в пределах от радиуса скважины до радиуса

контура газоносности, получается уравнение притока идеального газа к забою скважины /41/:

Рш ~Рзаб = АфЧ + вфЧ2 [1-2]

где: рпл, Рзаб - давления газа соответственно на контуре газоносности и на забое скважины; q - расход газа, приведенный к стандартным условиям (рсх=0.1013 МПа, Тст = 293 К); Аф, Вф - комплексные коэффициенты, зависящие от конструкции забоя скважины и параметров пласта и призабойной зоны.

Поскольку в реальности нарушаются линейные законы фильтрации, происходит искривление линий тока, процесс фильтрации является неизотермическим вследствие падения давления в призабойной зоне скважины, то рекомендуется /64, 68/ движение газа в подсистемах "газоносный пласт" и "скважина" представлять единой системой уравнений, описывающих газодинамический и тепловой режимы работы. Такой подход позволяет полнее отразить физическую сущность процессов, протекающих в этих подсистемах, и учесть ограничения, накладываемые на их режим работы.

Функционирование подсистемы пласт-скважина описывается системой уравнений, которая включает кроме уравнения [1.2] зависимость давления газа на устье скважины от забойного давления, уравнения, описывающие тепловой режим работы системы (эффект Джоуля-Томсона и распределение температуры газа по стволу скважины). Система замыкается при заданном значении одного из параметров, определяющих режим работы системы.

1.3.2. Трубопроводные системы.

Постановки различных режимно-технологических задач управления трубопроводными системами и алгоритмы решения этих задач разрабатывались многими исследователями. Проблемам моделирования режимов газопередачи посвящены работы таких авторов, как Берман Р.Я., Сарданашвили С.А., Став-ровский Е.Р., Сухарев М.Г., Чарный И.А., Юфин В.А., Яковлев Е.И /6, 9, 51, 53, 54, 63, 67/.

В основе решения задач управления лежит расчет гидравлического режима газопередачи по трубопроводной системе (межпромысловый газосборный коллектор - как частный случай), который основывается на стационарном или нестационарном режиме течения газа. К настоящему времени обоснована гидравлическая модель, описывающая течение газа в трубопроводе с учетом всех ос-

новных физически важных факторов. Чаще всего рассматривают линейный газопровод, расчет которого сводится к последовательному преобразованию параметров газового потока:

% = 1 ,...п) [1.3]

Вектор г(- содержит 3 фазовые координаты: давление, расход и температуру: = Р/,<2],Т] ■ Воспроизведение режима состоит в вычислении величины цп по заданному значению щ и известном управлении йДу = 1 ,...п).

Наиболее распространенными методами расчета стационарного режима газопередачи по трубопроводным системам, к которым относится и МГК, являются метод потенциалов и метод контурных потоков.

Во многих работах /53, 54/ для расчета стационарного изотермического режима газопередачи обосновывается большая эффективность (с точки зрения быстродействия) метода контурных потоков. Однако, последние разработки Сарданашвили С.А., Митичкина С.К. /52/, показали, что учет неизотермичности газопередачи в моделях трубопроводов, введение в расчет КС как активного объекта с разрывными функциями давления, расхода, температуры на входе и выходе, эффективнее и проще можно встроить в алгоритмы, основанные на методе потенциалов, для которого формируется система уравнений на основе уравнений баланса расхода газа по ребрам, подходящим к узлам трубопроводной сети.

1.3.3. Компрессорные станции.

Расчет режимов работы КС является неотъемлемой частью при расчете задач добычи и подготовки газа к транспорту и рассматривается в трудах многих исследователей /7, 39, 42, 43, 44/.

При диспетчерском контроле и анализе фактических режимов работы КС основная задача расчета - определение энергетических и экономических показателей работы каждого отдельного ГПА и КС в целом, т.е. расходуемой мощности, коэффициента загрузки, к.п.д., затрат энергии, стоимости компримирова-ния газа. При оперативном и текущем планировании режимов расчет имеет целью определение основных параметров газового потока (давления, расхода, температуры) на входе и выходе цехов КС, показатели работы КС, необходимые для проверки технологических ограничений и выбора наиболее эффектив-

ного варианта работы. При перспективном планировании добавляются задачи реконструкции и развития КС, т.е. расчет различных режимов работы КС при увеличении числа ГПА или изменении схемы их соединения и типов используемых агрегатов.

Существует три основных подхода к расчету многоцеховых КС:

- итерационное решение системы нелинейных алгебраических уравнений, связывающих технологические параметры газовых потоков (давление, температура, расход газа) через ГПА в соответствии со схемой их соединения;

- синтез эквивалентных характеристик для групп цехов и КС в целом /7/;

- термодинамический метод расчета /43/.

Наиболее простым из них является термодинамический метод, но он весьма приближенно описывает процесс компримирования газа, так как при распределении потоков газа по цехам многоцеховой КС не использует нормативные характеристики ГПА, расчет ведется не по агрегатам, а по цехам. Основным недостатком этого метода является невысокая точность расчета.

В работе /6/ предложен метод эквивалентных характеристик. При расчете по данной методике для каждого технологического элемента (ГПА, группа, цех, КС в целом) последовательно формируются наборы значений степени сжатия Si и объемной производительности Qi, для описания функциональной зависимости s2(Q) используется метод наименьших квадратов. Недостатком этого метода является большое время расчета КС.

Однако, основными требованиями, которым должна удовлетворять модель КС, являются уменьшение времени расчета КС без снижения точности получаемых результатов, обеспечение быстроты реакции модели на нарушение технологических ограничений, уменьшение объема требуемой оперативной памяти на ЭВМ.

Метод расчета КС, который наиболее полно удовлетворяет этим требованиям, предложен в работе /42/. Это комбинированный метод, в котором на основании гидравлических характеристик ГПА определяются ограничения, то есть границы области допустимых режимов, а внутри области применяются термодинамические зависимости.

1.3.4. Сепараторы и абсорберы.

Моделирование и расчет абсорберов и сепараторов как самостоятельных

технологических объектов включает в себя расчет геометрии (диаметр и высота аппарата, расчет отдельных секций, зон и элементов аппарата), технологический (скорость потока, коэффициент уноса, эффективность аппарата) и гидравлический расчеты и представлен во многих работах /22, 24, 25, 26, 27, 61/. Однако при рассмотрении УКПГ как подсистемы в газодобывающем предприятии расчет массообменных аппаратов заключается в определении в них потерь давлений.

Потери давления в сепараторе и абсорбере определяются по известной формуле /22, 25/:

Ар = С^. [1.4]

Коэффициент гидравлического сопротивления С, и скорость потока определяются в зависимости от типа аппарата, его конструктивных особенностей и применяемых в нем специальных элементов (насадки, тарелки, центробежные элементы, т.д.). Кроме того, общие потери давления абсорбера или сепаратора представляют собой сумму потерь давлений в каждой из секций аппарата. Такой подход к расчету сепараторов и абсорберов считается общепринятым и представлен в справочной литературе.

1.3.5. Аппараты воздушного охлаждения газа.

Наиболее распространенный способ охлаждения газа на КС предусматривает использование аппаратов воздушного охлаждения газа (ABO), которые обычно устанавливают на выходе цеха и включают по параллельной схеме. Решение оперативно-технологических задач расчета ABO заключается в определении (при известной конструкции теплообменного аппарата) тепловой нагрузки и конечных температур потоков газа и воздуха по заданным значениям параметров потоков газа и воздуха на входе в ABO. Для расчета ABO существует методика ВНИИНефтемаша, но она ориентирована на рассмотрение системы ABO как самостоятельного объекта, что приводит к значительному усложнению расчета при решении оперативных режимно-технологических задач. Проблемам расчета ABO посвящены работы /5, 8, 33, 45, 46, 57/.

В работе /39/ представлена методика ВНИПИтрансгаза, основанная на представлении зависимостей в виде fABo(Q)=A QB (А и В - коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов для каждого типа ABO). Такое представление функции существенно упрощает вычислительные процедуры, но

при этом, как отмечается в работе, велика погрешность вычислений. В ряде других работ /5, 8, 45/ расчет ABO выполняется в соответствии с теорией расчета рекуперативных теплообменников и, с одной стороны, учитывает особенности конструкции ABO газа, а, с другой стороны, не представляет особых трудностей при расчете.

1.3.6. Турбохолодильные установки.

Помимо ABO газа на ГДП используются турбодетандерные агрегаты (ТДА).

Математическая модель турбохолодильной установки - это система нелинейных уравнений, описывающая процессы расширения газа в турбине и сжатия в компрессоре с учетом их совместной работы, а также процесс теплообмена между горячим и холодным потоками газа. Т.е. модель включает в себя модели турбины, компрессора и теплообменника, объединенную в единую расчетную схему. Вопросы моделирования и расчета ТДА рассматриваются в небольшом количестве работ /28, 45/, как правило, это работы по термодинамике и теплотехнике, где расчет ТДА представлен либо в виде общих формулировок, либо в качестве примера расчета какого-либо параметра. Но работа /68/ практически полностью посвящена использованию турбодетандерных агрегатов в системе промысловой подготовки газа, в том числе подробно рассмотрены вопросы моделирования ТХУ. Однако при рассмотрении ТХУ как подсистемы в газодобывающем предприятии, ее расчет заключается в определении потерь давлений и температуры газа на выходе.

Значение температуры на выходе вычисляется по методике, описанной в /68/. Гидравлическое сопротивление ТДА определяется как сумма потерь давлений во всех секциях аппарата, где каждое слагаемое вычисляется по формуле [1.4.].

1.3.7. Задачи оптимизации.

Вопросам оптимального планирования и управления технологическими объектами посвящено большое количество работ. Задача нахождения оптимальных решений сводится к определению значений управляемых переменных, обеспечивающих экстремум целевой функции при заданных ограничениях.

Оптимизация режимов управления проводится по критериям минимума стоимостных или энергетических затрат, максимума производительности, др. Если обозначить затраты на j-ом шаге фу (i]~ -,и .), то функция цели примет вид:

п

F =£ (pj (ffj, й]) -> min [1.5]

м

Для решения подобных задач в зависимости от типа математической модели технологического процесса используются различные математические методы (принцип максимума, линейное, нелинейное, динамическое программирование, т.п.) /3, 4/.

Как правило, задачи оптимального управления рассматриваются для сравнительно простых технологических систем, когда не вызывает затруднений формализация критерия в виде функционала и системы ограничений, а более сложную систему разбивают на ряд простых подсистем или объектов, образуя несколько уровней иерархии. При этом одновременно разбивают общую функцию цели на несколько критериев оптимальности и для каждого объекта определяют параметры управления.

Решение подобных задач осуществляется, как правило, итерационным методом; на первом этапе решаются задачи оптимизации управления для каждой из подсистем, а полученные результаты используются для решения задачи оптимизации более высокого уровня.

Наиболее исследованной областью управления являются задачи оптимизации линейного газопровода и компрессорных станций. Авторами работ /2, 7, 37, 42, 54/ предлагаются как одноуровневые, так и иерархические подходы к решению этих задач.

В одноуровневом алгоритме в качестве рассчитываемых управлений рассматриваются схемы соединений и обороты ГПА одновременно на всех КС МГ, а критерием оптимальности режима является минимум стоимостных (энергетических) затрат.

В результате декомпозиции задача может быть разбита на два и более уровней, на одном из которых определяются, например, оптимальные параметры газового потока на входе и выходе каждой КС, а на другом для полученных значений определяются оптимальная схема и обороты ГПА для каждой станции в отдельности.

Критерием локальной оптимизации при выборе режима КС, КЦ или агрегата может служить минимум энергетических затрат при заданном с верхнего

уровня значении определяющего параметра. Таким параметром служит выходное давление КС (КЦ) с возможными вариациями по агрегатам в зависимости от особенностей технологии и принятых решений по системам контроля и управления.

Многими исследователями предлагается линеаризация целевой функции и ограничений и последующее использование симлекс-процедур. Применение метода линейного программирования для задачи верхнего уровня оптимизации МГ требует определения минимальной и максимальной степени сжатия для каждой КС, хотя эти значения являются функциями значений параметров газового потока на входе КС. Кроме того, для применения метода линейного программирования необходимо задание начального технологического режима, определение которого для МГ с большим числом КС, со сложными звеньями является отдельной задачей.

В /2/ предлагается двухуровневый подход к решению задачи оптимизации. Для определения оптимальных значений степеней сжатия рассматривается применение метода штрафных функций.

В /54/ приведены постановки задач оптимизации режимов КС и МГ, для решения которых предлагается использовать метод динамического программирования.

Вводя функции:

В процедуру расчета вводятся аппроксимации характеристических кривых ГПА. Однако, с увеличением числа КС сложность задачи резко возрастает, увеличивается время вычислений.

Следует отметить, что решение режимно-технологических задач управления газотранспортными системами в классической оптимизационной формулировке имеет ряд недостатков.

• Применение многих классических методов математического программирования требует, чтобы целевая функция и технологические ограничения рассматривались как непрерывные функции рассчитываемых управлений (в частности, степеней сжатия КС). Однако для отдельных КС на определенном диапазоне режимов может иметь место разрыв в области допустимых режимов КС.

г / Г ч

[1.6]

получают рекуррентное соотношение в виде

[1.7]

• Границы области допустимых режимов для каждой КС являются функциями рассчитываемых параметров газового потока на входе и выходе КС, и минимизацию оптимизационного критерия приходится проводить при изменяющихся от итерации к итерации ограничениях.

• Зависимость затрат от расхода обычно имеет нелинейных характер: при приближении к максимуму затраты растут более быстро, поэтому возникает вопрос, где находится тот предел, выше которого прирост подачи нельзя считать оправданным.

• Формальное решение оптимизационной задачи будет, как правило, находиться на границе одного или нескольких ограничений в виде неравенств (например, на пределе мощности или границе помпажной зоны нагнетателей). Такого рода режимы не являются наилучшими с технологической точки зрения. Кроме того, они не будут устойчивыми: незначительные изменения условий приводят к необходимости кардинальных изменений режима (например, схемы включения агрегатов).

• Формально оптимальный режим может оказаться нереализуемым из-за несоответствия реальных условий функционирования расчетным.

Кроме того, при выборе режима (загрузки) наряду с затратными критериями следует учитывать критерии устойчивости (надежности) и технологичности. Учет может быть проведен путем формулировки обобщенного критерия, либо путем введения логических принципов и правил, согласованных с управленческим персоналом производственной организации. При отработке управляющих воздействий следует исходить из приоритета соблюдения технологических ограничений перед критерием оптимизации. Наиболее ответственным из ограничений является граница помпажной зоны. Вблизи зоны помпажа управление ведется в соответствии с требованиями стабильности режимов, а уж затем - поддержания уставок определяющих параметров /35/.

В отличие от газотранспортных систем, вопросы моделирования, расчета оптимальных режимов функционирования ГДП представлены не так широко. В работах Коротаева Ю.П., Тагиева В.Г., Маргулова Р.Д., Самородкина В.Д. и некоторых других авторов /31, 32, 36/, в основном, теоретически сформулированы задачи оптимизации и нет ссылок на конкретные алгоритмы решения или программные продукты.

В /23/ указывается, что в практике проектирования получает распространение идея составления комплексных проектов разработки месторождения и обу-

стройства промысла, когда система пласт - скважина - УКПГ - МГК рассматривается как единое целое. Однако отмечается, что возможность применения методов математического программирования при проектировании ввиду сложности объекта является предметом дальнейших специальных исследований.

В других источниках /31, 32/ также отмечается сложность решения подобных задач в связи с большой размерностью, множеством случайных факторов, отсутствием необходимого количества достоверной информации, многогранностью оценок деятельности ГДП, т.д. и делается вывод о необходимости декомпозиции общей задачи на несколько более мелких по размерности при условии установления четких связей между задачами в общей иерархии системы моделей.

Метод декомпозиции включает в себя:

• расчленение исходной системы на подсистемы, связанные друг с другом в некоторых узлах, которые в совокупности образуют первый уровень искусственно создаваемой для вычислительных целей иерархической структуры;

• для каждой из подсистем первого уровня составляются свои уравнения (математическая модель технологического процесса с ограничениями, целевая функция, т.д.) и формируется локальный критерий оптимальности;

• глобальный критерий оптимальности для сформированной таким образом иерархической системы играет роль второго управляющего уровня, управление на котором осуществляется заданием уставок значений параметров подсистем первого уровня.

Подсистемы описываются уравнением вида

Иу

^[1.8]

где х, - вектор параметров подсистемы;

И, - вектор управляющих воздействий.

Каждая подсистема подвержена внешнему воздействию со стороны остальных подсистем и располагает вектором своих собственных управляющих воздействий гц. При этом каждая подсистема имеет свой локальный критерий ^[х(0(.,й(.(г)]. Таким образом, система оптимального управления ГДП должна работать так, чтобы при оптимальной эксплуатации отдельных технологических объектов предприятия при заданных локальных критериях глобальный критерий оптимизации ГДП принимал экстремальное значение /31/. Условно данный подход можно представить в виде структуры, изображенной на рисунке 1.3.

ж:

А

^ в

С

Рис. 1.3. Иерархическая структура технологического процесса работы ГДП.

Уровни А и В обозначают перспективные задачи оптимизации (определение мест и количества разбуриваемых скважин, задачи проектирования и реконструкции обустройства, т.д.). Задачи оперативной оптимизации представлены на уровне С (планирование геолого-технических мероприятий, вопросы оптимального распределения дебитов скважин при заданных показателях работы ГДП, т.д.). Уровень Д объединяет задачи оптимизации технологических процессов добычи и подготовки газа к транспорту.

Проведенный анализ показал, что в моделировании функционирования ГДП отсутствует единый подход, и преобладает подход, основанный на рассмотрении моделей отдельных элементов. В современных условиях проблема создания алгоритмов и унифицированных программ, позволяющих моделировать, проводить расчеты, планирование и управление работой технологической системы ГДП как единого комплекса, является весьма актуальной.

1.4. Анализ информационных систем управления промышленными технологическими комплексами.

В настоящее время управление технологическими процессами в передовых странах основано на использовании автоматических информационных систем сбора данных и вычислительных комплексов.

Современные автоматические информационные системы управления представляют собой многоуровневые распределенные системы, реализующие функ-

ции контроля, регистрации, стабилизации, регулирования, управления и моделирования. Примером подобных систем являются широко известные в мире системы семейства SCADA (supervisory control and data acquisition) фирмы ABB (Asea Brown Boveri), системы фирмы AEG, система TDC3000 фирмы Honeywell, комплекс средств Intelligent Automation Series фирмы Foxboro, и др. Во всех этих системах в большей или меньшей мере реализованы такие принципы, как работа в режиме реального времени, использование большого объема избыточной информации (высокая частота обновления данных), наличие запасного оборудования, работающего в "горячем режиме", сетевая архитектура, принципы модульного исполнения и открытых систем.

Системы SCADA применяются для управления сложными объектами электро- и водоснабжения, отопительными системами, железнодорожным транспортом, технологическими процессами в химической и других отраслях. Широкое применение они получили и в нефтегазовой отрасли: управление процессами нефтепереработки компании Air Products and Chemicals Inc, управления газораспределительной системой компании Commonwealth Energy Systems (штат Массачусетс), управление объединенной газотранспортной системой, включающей сети пяти европейских стран, др /10, 11, 58, 59/.

В нашей стране подобные системы стали внедряться в производство только в последнее десятилетие. На добывающем предприятии «Надымгазпром» в рамках отраслевой системы оперативно-диспетчерского управления РАО «Газпром» внедряется комплексная программа «Интегрированная автоматизированная система управления» (ПАСУ), предназначенная для автоматизированного контроля и управления в реальном масштабе времени технологическими процессами добычи, подготовки и транспорта газа /29/.

В состав ДП входят три газодобывающих управления: Медвежинское ГПУ, Надымское НГДУ и Ямальское ГПУ, обеспечивающих добычу природного газа шести месторождений - Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского, Харасавэй-ского, Бованенковского, Новопортовского. При этом ДП представляет собой единый комплекс, состоящий из подразделений, осуществляющих добычу, подготовку и транспорт газа, а также вспомогательных подразделений. С учетом видов деятельности и сложившейся структуры предприятия система управления имеет трехуровневую структуру оперативного управления:

• Центральный диспетчерский пункт (ЦДЛ) ДП «Надымгазпром»;

• Диспетчерско-информационный пункт (ДИП) подразделений;

• Диспетчерский пункт (ДП) технологических объектов (УКПГ, ДКС, т.д.).

На верхнем уровне основными функциями являются: автоматизированный обмен с ЦПДУ РАО «Газпром»; координация режимов работы объектов добычи газа с газотранспортными предприятиями; контроль и координация режимов работы основных и вспомогательных технологических объектов в реальном масштабе времени. Для реализации функций верхнего уровня системы используется диспетчерская станция на базе ПК. Для связи со смежными системами устанавливается сетевой сервер.

Функции ДИП подразделений заключаются в автоматической подготовке и передаче в ЦДЛ оперативной технологической информации; реализации команд и заданий по режимам работы технологических объектов, поступающих с вышестоящих уровней ИАСУ; контроле и координации режимов работы основных и вспомогательных технологических процессов в реальном масштабе времени; формировании необходимой информации для передачи в ЛВС АСУ. Для реализации функций среднего уровня устанавливаются операторские станции, базирующиеся на управляющих консолях операторского интерфейса из номенклатуры системы RS3 фирмы Fisher-Rosemount (США).

Основные функции ДП технологических объектов заключаются в автоматической подготовке и передаче необходимой информации на вышестоящие уровни ИАСУ; реализации команд и заданий по режимам работы технологических объектов, поступающих с вышестоящих уровней ИАСУ; автоматическом контроле и управлении в реальном масштабе времени основными и вспомогательными технологическими процессами. Для реализации функций нижнего уровня используются станции оператора-технолога (СОТ) на базе одноэкран-ных управляющих консолей, микропроцессорные программируемые контроллеры из номенклатуры системы RS3 и контроллер ROC364. Автономные контроллеры ROC364 установлены на удаленных объектах (кустах скважин).

Связь верхнего и среднего уровней осуществляется по радиорелейной линии связи. Связь между средним и нижним уровней (за исключением удаленных объектов), осуществляется по дублированной магистрали Peer Way. Связь с контроллерами, расположенными на кустах скважин, осуществляется по радиоканалу.

В системе предусматривается возможность связи с вышестоящими системами в сети Ethernet.

Для информационного интегрирования всех подразделений на уровне ДП «Надымгазпром» создается высокоскоростная базовая опорная сеть масштаба

города на основе стандарта с прокладкой оптоволоконного кабеля, соединяющего основные подразделения ДП (рис. 1.4).

Рис.1.4. Схема базовой опорной сети Предприятия «Надымгазпром».

Разрабатываемая система реализует три основные группы функций: информационные, управляющие и противоаварийной защиты.

Информационные функции включают:

1) сбор сигналов с аналоговых, дискретных, интеллектуальных датчиков и контроллеров;

2) ручной ввод информации;

3) обработку информации и определение значений параметров по измеренным сигналам;

4) расчет средних интегральных значений параметров за каждый час;

5) отображение на мониторах текущих значений и состояний технологических параметров, состояния контуров регулирования, измерительных каналов, и средств управления;

6) представление на мониторах фрагментов мнемосхем объекта управления и трендов изменения параметров во времени;

7) предупредительную и аварийную сигнализацию отклонений технологических параметров от регламентных норм;

8) введение, оперативное отображение и печать сообщений о нарушениях технологического процесса и действиях подсистемы противоаварийной защиты, протоколирование действий оперативного персонала;

9) коммерческий учет товарного газа, контроль выработки и потребления энергоресурсов, получаемых от узлов учета с последующим представлением информации на мониторе и печать;

10) формирование отчетных документов;

11) автоматическое формирование документа о нарушениях технологического регламента с выводом его на экран и печать;

12) регистрация и протоколирование действий оперативного и инженерного персонала;

13) обмен информацией между уровнями системы.

Управляющие функции включают:

1) автоматическое регулирование как отдельных параметров, так и контуров по стандартным и специальным законам регулирования;

2) дистанционное управление основным и вспомогательным оборудованием УКПГ.

Функция противоаварийной защиты технологического процесса и оборудования заключается в защите оборудования при достижении предельных (аварийных) значений технологических параметров путем формирования и выдачи управляющих сигналов на двухпозиционные ИМ.

Кроме того, система выполняет ряд вспомогательных функций, как например, конфигурирование системы; диагностика технических средств; копирования и загрузки программного обеспечения и баз данных.

На примере одного из подразделений ДП Надымского НГДУ, в состав которого входят Юбилейное газовое месторождение и Ямсовейское газоконден-сатное месторождение, комплекс технических средств реализации ИУС можно представить следующим образом (рис. 1.5).

Система телемеханики

Рис.1.5. ИУС Надымского НГДУ.

ИУС УКПГ Ямсовейского ГКМ построена на базе распределенной системы управления RS3 фирмы Fisher-Rosemount. Основными элементами распределенной системы управления являются контроллеры, построенные по модульному принципу. Связи «контроллер-контроллер», «оператор-контроллер», «су-первизорный компьютер-контроллер» осуществляются по высокоскоростной резервированной магистрали. Для обеспечения связи «оператор-технологический процесс» используются пять управляющих консолей. В ИУС УКПГ Юбилейного ГМ используются технические решения, аналогичные реализованным в ИУС УКПГ Ямсовейского ГКМ. На установке предварительной подготовки газа (УШИ) Юбилейного ГМ реализована система управления на базе системы У A Series фирмы Foxboro.

В качестве примера использования подобных многоуровневых систем управления следует также отметить систему VS350 фирмы AEG на ПО "Севергазпром" и "Тюменьтрансгаз". На ряде других отечественных предприятий реализованы локальные системы управления отдельными блоками, что позволяет максимально упростить периферийные средства автоматизации и исполнительные устройства, перераспределить функции регулирования и управления. Так, на Уренгойском и Медвежьем месторождениях управление установками комплексной подготовки газа осуществляется с помощью автоматических систем. На Бованенковском и Комсомольском месторождении внедрены системы с ограниченной степенью децентрализации управления на установках осушки и регенерации абсорбента. Здесь объект представляет собой совокупность автоматизированных технологических блоков, каждый из которых выполняет определенные функции и управляет собственной, но однотипной для всех блоков системой.

Выводы к главе 1.

1. Проведен анализ технологии функционирования газодобывающего предприятия (ГДП). Показано, что для повышения эффективности работы необходимо рассматривать весь комплекс технологических объектов ГДП как единую технологическую систему.

2. В структуре ГДП выделены самостоятельные технологические подсистемы, для которых дана характеристика режимно-технологических задач моделирования, вариантного планирования и управления режимами работы ГДП.

3. Приведен обзор моделей основных технологических объектов, входящих в состав ГДП, постановок и методов решения задач моделирования.

4. На примере информационной управляющей системы ПО "Надымгазпром" рассмотрены основные принципы функционирования современных многоуровневых автоматических систем управления промышленными технологическими комплексами.

5. Поставлена задача создания комплекса алгоритмов и программ, позволяющих рассматривать комплекс технологических объектов ГДП как единое целое и решать для него задачи планирования и управления.

Заключение диссертации по теме «Автоматизация технологических процессов и производств (в том числе по отраслям)», Ваулина, Елена Васильевна

Основные результаты и выводы

1. Проведен анализ технологии функционирования газодобывающего предприятия (ГДП). Показано, что для эффективного планирования и управления работы необходимо рассматривать комплекс объектов ГДП как единую технологическую систему.

2. Показано, что современные копьютерные комплексы и системы управления сложными технологическими объектами основываются на системном анализе и объектно-ориентированном подходе.

3. На основе системного анализа ГДП и объектно-ориентированной технологии (ООТ) разработана иерархическая система классов технологического комплекса объектов ГДП. Базовые классы (скважина, труба, ГПА, ABO, сепаратор, др.) и производные классы (куст скважин, ГС, КЦ, ДКС, МГК, др.) представлены в терминах ООТ. Для каждого класса приведена информационная модель, расчетные методы и модели, описывающие технологический процесс в пределах данного объекта.

4. Разработан алгоритм и его компьютерная реализация для моделирования режимов согласованной работы комплекса технологических объектов ГДП скважина (устье) - куст скважин - ГС - ДКС - УКПГ - МГК.

5. Проведено компьютерное моделирование стационарных неизотермических режимов газопередачи по отдельным объектам, выделенным подсистемам и всему комплексу объектов ГДП на примере П.Ямбурггаздобыча. При различных краевых условиях определены режимы согласованной работы объектов от устья скважины до входа в головные КС, при этом получены значения параметров газового потока для каждого узла и ребра технологической системы.

6. Предложены рекомендации по процедуре адаптации моделей к реальным условиям функционирования. На основе методов статистического анализа, построения регрессионных зависимостей, идентификации параметров моделей, статистической проверки гипотез разработан алгоритм комплексной обработки замеряемых режимно-технологических объектов и подсистем.

7. Разработанная иерархическая система отношений классов комплекса технологических объектов ГДП нашла применение в составе специализированного компьютерного комлекса, позволяющего решать актуальные задачи управления и планирования работы промышленных ГДП. Принципы открытой структуры и модульного исполнения, реализованные в комплексе, позволяют использовать его на различных уровнях управления ГДП, а также наращивать количество рассматриваемых технологических объектов и набор режимно-технологических задач.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ваулина, Елена Васильевна, 1999 год

Литература

1. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа Москва, ВНИИГаз, 1976г. - 98с.

2. Альперович И.В. Расчет и оптимизация стационарных режимов транспорта газа по магистральным газопроводам сложной структуры. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, 1989г.

3. Базара М., Шетти К. Нелинейное программирование (теория и алгоритмы). Москва, Мир, 1982г. - 583с.

4. Беллман Р. Динамическое программирование. Москва, Мир, 1960г. -400с.

5. Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Москва, Недра, 1969г. - 109с.

6. Берман Р.Я., Панкратов B.C. Автоматизация систем управления магистральными газопроводами. Ленинград, Недра, 1978г. - 159с.

7. Берман Р.Я., Панкратов B.C. Совершенствование методики расчета режима работы компрессорных станций. Москва, ВНИИЭгазпром, Серия: Транспорт и хранение газа, 1973г., №5.

8. Бикчентай Р.И., Шпотаковский М.М., Панкратов B.C. Оптимизационный расчет установок воздушного охлаждения газа в автоматизированном рабочем месте диспетчера компрессорной станции. Обзорная информация: Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. Москва, 1993г.-35с.

9. Бобровский С.А., Щербаков С.Г., Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт газа. Москва, Наука, 1976г. - 475с.

10. Ваулина Е.В., Григорьев Л.И., Попадько В.Е. Обзор современных автоматических информационных систем управления технологическими процессами. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. Москва, 1996г., №12.

11. Ваулина Е.В. Применение систем SCADA в управлении газотранспортными системами (ГТС). Тезисы докладов выставки-конференции по проблемам создания и маркетинга программно-аппаратных средств в России "Компью-Маркетинг'96". Москва, 1996г.

12. Ваулина Е.В. Методы моделирования режимов работы сетевого закольцованного межпромыслового газового коллектора (МГК) совместно с ДКС и УКПГ на примере П "Ямбурггаздобыча". Сборник докладов Второй Всерос-

сийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности". Москва, 1997г.

13. Ваулина Е.В. К вопросу расчета режимов совместной работы газопромысловых сетей и межпромыслового газосборного коллектора. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1997г., №№ 11-12.

14. Ваулина Е.В., Сарданашвили С.А. Применение объектно-ориентированной технологии решения задач планирования режимов газодобывающего предприятия. Наука и технология углеводородов. 1998г., №3.

15. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. Москва, Недра, 1989г. - 286с.

16. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник под ред. В.Г.Васильева и др. Москва, Недра, 1975г. - 527с.

17. Гради Буч. Объектно-ориентированное проектирование с примерами применения. Совместное издание фирмы "Диалектика" г.Киев и АО "И.В.К." г. Москва, 1992г. - 519с.

18. Григорьев Л.И., Сарданашвили С.А., Дятлов В.А. Компьютеризированная система подготовки диспетчерского персонала в транспорте газа. Москва, Нефть и газ, 1996г. - 195с.

19. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. Москва, Недра, 1991г. - 304с.

20. Гроп Д. Методы идентификации систем. Москва, Мир, 1979г. - 302с.

21. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах под ред. Ю.П.Коротаева, Р.Д.Маргулова, Москва, Недра, 1984г. - 288с.

22. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. Москва, Химия, 1984г.- 189с.

23. Закиров С.Н. Разработка газовых газоконденсатных и нефте- газокон-денсатных месторождений. Москва, 1998г. - 628 с.

24. Каплеуловители и их применение в газоочистке. Обзорная информация, Промышленная и санитарная очистка газа, серия ХМ-14, ЦИНТИХИМНЕФ-ТЕМАШ, Москва, 1974г.

25. Касаткин А.Г., Плановкский А.Н., Чехов О.С. Расчет тарельчатых ректификационных и абсорбционных аппаратов. Государственное издательство стандартов. Москва, 1961г.

26. Кафаров В.В. Основы массопередачи. Москва, Высшая школа, 1979г. -439с.

27. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов, Москва, Недра, 1977г. - 349с.

28. Кириллов И.И. Теория турбомашин. Ленинград, Машиностроение, 1972г.- 536с.

29. Комлексная программа "Интегрированная автоматизированная система управления Предприятия "Надымгазпром". Техническая документация. Надым, 1997г.

30. Коротаев Ю.П, Тагиев В.Г., Самородкин В.Д. Оптимизация режимов эксплуатации объектов добычи природного газа. Москва, Недра, 1982г. - 232с.

31. Коротаев Ю.П., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К. Системное моделирование оптимальных режимов эксплуатации объектов добычи природного газа. Москва, Недра, 1989г. - 264 с.

32. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа, Москва, Недра, 1984г. - 487с.

33. Костерин Ю.В., Ермолов Г.М., др. Утилизация энергии сжатых газов и жидкостей в технологических схемах нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность. Обзорная информация, серия: Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, выпуск №5, Москва, 1990г.

34. Кочуева О.Н. Решение режимно-технологических задач оперативного диспетчерского управления газотранспортными системами (для диспетчерских служб и компьютерных систем повышения квалификации). Диссертация на соискание звание кандидата технических наук. Москва, 1996г.

35. Кочуева О.Н., Митичкин С.К., Сарданашвили С.А. Метод эвристического ситуационного анализа в алгоритмах решения задач диспетчерского управления для газотранспортного предприятия. Москва, ВНИИОЭНГ Научно-технический журнал "Нефтяная и газовая промышленность". Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. №3, 1994г. - с. 20-29.

36. Кулиев A.M., Тагиев В.Г. Оптимизация процессов газопромысловой технологии. Москва, Недра, 1984г. - 200 с.

37. Кучин Б.Л., Алтунин А.Е. Управление системой газоснабжения в осложненных условиях эксплуатации. Москва, Недра, 1984г. - 208с.

38. Маргулов Р.Д., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К. Организация управления газодобывающим предприятием. Москва, Недра, 1981г. - 239с.

39. Математическое моделирование технологических объектов магистрального транспорта газа. / Константинова И.М., Дубинский A.B., Дубровский В .В. и др. - Москва, Недра, 1988г. - 192с.

40. Меренков А.П., Хасилев В.Я. Теория гидравлических цепей. Москва, Наука, 1985г. - 278с.

41. Мински й Е.М. О притоке к забою несовершенной скважины при нелинейном законе сопротивления. Труды ВНИИНефть, вып. 5. Гостоптехиздат, 1954г.

42. Митичкин С.К. Разработка имитационной обучающей модели для решения задач оперативно-диспетчерского управления в АСУ транспорта газа. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, 1990г.

43. Панкратов B.C., Берман Р.Я. Разработка и эксплуатация АСУ газотранспортными системами. Ленинград, Недра, 1982г. - 255с.

44. Панкратов B.C., Дубинский A.B., Сиперштейн Б.И. Информационно-вычислительные системы в диспетчерском управлении газопроводами. Ленинград, Недра, 1988г. - 248с.

45. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.И., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности. Москва, Недра, 1987г. - 352с.

46. Поршаков Б.П., Романов Б.А. Основа термодинамики и теплотехники. Москва, Недра, 1988г. - 300 с.

47. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80. Москва, Изд-во стандартов, 1982г. - 319с.

48. Рубан А.И. Идентификация моделей с распределенными параметрами методом чувствительности. Изв. АН СССР: Техническая кибернетика, 1971г., №6.

49. Сарданашвили С.А. Идентификация параметров моделей, описывающих нестационарное течение газа методом чувствительности. Изв.ВУЗов.: Нефть и газ. 1978г., №6.

50. Сарданашвили С.А. Алгоритм статистической обработки информации о замерах параметров газового потока. Изв.ВУЗов.: Нефть и газ. 1980г., №4.

51. Сарданашвили С.А. Методы оперативной диагностики состояния трубопровода при управлени газотранспортным предприятием. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, 1983г.

52. Сарданашвили С.А., Митичкин С.К. Оптимизация режимов транспорта газа по газотранспортным сетям. Газовая промышленность, Сер. Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности, 1991г., №2.

53. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Расчеты систем транспорта газа с помощью вычислительных машин. Москва, Недра, 1971г. - 205с.

54. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Оптимизация систем транспорта газа. Москва, Недра, 1975г. - 277с.

55. Сухарев М.Г. Системы газо- и нефтеснабжения. ТЗ. (Надежность систем энергетики и их оборудования). Москва, Недра, 1994г. - 414с.

56. Тараненко Б.Ф., Герман В.Т. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. Москва, Недра, 1978г. - 213с.

57. Тугунов П.И., Самсонов A.JI. Основы теплотехники, тепловые двигатели и паровое хозяйство нефтебаз и перекачивающих станций. Москва, Недра, 1970г.-248с.

58. Уай Э. Новые области применения газопроводных информационно-управляющих систем. "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", 1992г., №10, 1993г., №4.

59. Хейвуд К.Г. Прошлое, настояшее и будущее систем централизованного контроля в трубопроводном транспорте. "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", 1987г., №9.

60. Химельблау Д. Анализ процессов статистическими методами. Москва, Мир, 1973г. - 957с.

61. Хоблер Т. Массопередача и абсорбция. Ленинград, Химия, 1964г. -

479с.

62. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. Москва, Наука, 1968г. - 399с.

63. Чарный И.А. Основы газовой динамики. Москва, Наука, 1961г. - 200с.

64. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений. Москва, Недра, 1987г. - 309с.

65. Шлеер С., Меллор С. Объектно-ориентированный анализ: моделирование мира в состояниях. Киев, Диалектика, 1993г. - 240с.

66. Эйкхофф П. Основы идентификации систем управления. Оценивание параметров и состояния. Москва, Мир, 1975г. - 683с.

67. Юфин В.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Москва, Недра, 1978г. - 407с.

68. Язик A.B. Турбодетандеры в системах промысловой подготовки природного газа. Москва, Недра, 1977г. - 173с.