автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.12, диссертация на тему:Разработка моделей и средств управления для синтеза проектных решений, повышающих эффективность эксплуатации подземных хранилищ газа

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

УДК 658.512:622.691.24

На правах рукописи

0И46

249

Золотухин Михаил Вячеславович

Разработка моделей и средств управления для синтеза проектных решений, повышающих эффективность эксплуатации подземных хранилищ газа

Специальность 05.13.12 - Системы автоматизации проектирования (нефтегазовая отрасль) (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 5 НОЯ 2010

Москва-2010

004614249

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор технических наук, доцент Радкевич Валерий Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Васильев Юрий Николаевич кандидат технических наук, Седов Александр Валерьевич Ведущее предприятие: ООО «Гипрогазцентр»

Защита состоится «29 » 10 г. в ^ час, в ауд.

/ЯО / на заседании диссертационного совета Д212.200.11 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу:

119991, г. Москва, ГСП-1, Ленинский просп., 65.

Отзывы и замечания по автореферату в двух экземплярах с подписью, заверенной печатью, просим направлять по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, д. 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан

2010г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, доцент

И.Е. Литвин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Проектирование систем управления такими сложными объектами, как нефтяные и газовые месторождения, подземные хранилища газа (ПХГ), представляет трудности в силу неопределенности природного фактора, которым характеризуются продуктивные пласты этих объектов.

Эта неопределенность, а также неполнота и погрешность исходных данных и, в конечном счете, несоответствие реальным процессам используемых моделей приводит к тому, что при проектировании системы управления технологией ее функции для начального этапа жизненного цикла сводятся к измерению и стабилизации параметров наземного оборудования, не затрагивая управление процессами в продуктивной залежи.

В этих условиях система автоматизированного проектирования (САПР) позволяет охватить только отдельные части технологического процесса, а не всего процесса в целом.

На протяжении жизненного цикла системы при неразрывной связи цепи проектировщик-система происходит углубление знаний об объекте управления, появляется необходимость проектирования дополнительных функций, способствующих повышению эффективности эксплуатации технологического объекта.

Для ПХГ одними из таких функций являются алгоритмы расчета рационального объема буферного газа, подлежащего хранению, контроль уровня газоводяного контакта относительно забоя эксплуатационных скважин, контроль и управление запорными пневмопри-водными кранами.

Проектирование этих функций связано с моделированием процесса, решением инженерных прикладных задач, проведением опытно-конструкторских разработок.

Результаты проведенных автором экспериментальных и теоретических исследований, а также опытно-конструкторских работ позволили получить решения прикладных задач, создать или усовершенствовать устройства управления, которые интегрируются в математическое и техническое обеспечения САПР.

В данной работе на примере Северо-Ставропольского ПХГ был решен ряд задач, синтез результатов которых расширяет возможности САПР при проектировании систем управления технологическими процессами на аналогичных объектах и повышает эффективность эксплуатации ПХГ.

Цель работы и задачи исследований

Целью диссертационной работы является разработка математических моделей, постановка прикладных задач и выбор средств автоматизации контроля и управления, интеграция результатов которых в САПР расширяет функции системы управления и способствует повышению эффективной эксплуатации ПХГ.

Поставленная цель реализуется через решение следующих связанных между собой задач:

1. Разработка моделей и алгоритмов расчета рациональных объемов буферного газа, обеспечивающих заданные объемы отбора активного газа с учетом экономических показателей.

2. Построение математической модели механизма подъема пластовой жидкости к нижним перфорационным отверстиям обсадной колонны скважины, позволяющей определить:

• характеристики обводнения эксплуатационной скважины при отборе газа;

• уровень положения газоводяного контакта относительно забоя скважины.

3. Проектирование системы контроля и управления запорными пневмоприводными кранами и интеграция ее в техническое обеспечение САПР, позволяющие обеспечить надежное управление запорным оборудованием.

4. Разработка рекомендаций для проектирования системы оперативного управления технологическими процессами ПХГ.

Научная новизна

Разработаны новые алгоритмы и модели в составе САПР ПХГ, позволяющие на принципиально новой теоретической основе обеспечить рациональное управление эксплуатацией ПХГ.

Основные защищаемые положения

Научная новизна определяется следующими защищаемыми положениями, которые рекомендуется учесть при проектировании систем управления технологическими процессами ПХГ:

1. Модели, алгоритмы и программы расчета рациональных объемов буферного газа;

2. Математическая модель механизма подъема пластовой жидкости к нижним перфорационным отверстиям обсадной колонны скважины, позволяющая определить характер обводнения работающей эксплуатационной скважины и уровень положения газоводяного контакта по отношению к ее забою;

3. Система контроля и управления запорными пневмоприводны-ми кранами, используемыми на ГРП и газотранспортных предприятиях газовой отрасли.

Практическая ценность и реализация полученных результатов Практическая значимость работы характеризуется следующими результатами:

• использованием алгоритмов расчета рациональных объемов буферного газа, необходимых для обоснования режима эксплуатации ПХГ;

• использованием математической модели механизма подъема жидкости для определения уровня газоводяного контакта относительно забоя эксплуатационных скважин в процессе отбора газа из ПХГ;

• внедрением системы контроля и управления запорными пневмоприводными кранами в проектируемых и реконструируемых АСУ ТП ГРП;

• использованием результатов диссертационной работы в инжиниринговых компаниях и проектных организациях при проектировании систем автоматизации и управления технологическими процессами на объектах ПХГ;

• внедрением спроектированных АСУ ТП на шести ГРП Севе-ро-Ставропольского ПХГ.

Апробация работы

Основные результаты работы рассматривались на научно-технических советах ООО «Газпроектинжиниринг», ООО «Гипро-газцентр», в научной и учебной работе РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка используемых источников. Содержание изложено на 127 страницах, включая 24 рисунка и 1 таблицу. Результаты работ опубликованы в семи публикациях, в том числе в пяти изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования РФ.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы основные задачи автоматизированного проектирования и управления технологическими процессами на объектах подземного хранения газа.

Уровень развития системы управления необходимо рассматривать с позиции проектируемых функций, выполняемых системой. До недавнего времени проектные решения по проектируемым и реконструируемым АСУ ТП ПХГ сводились в основном к функциям контроля и стабилизации параметров наземных средств и оборудования, при этом в состав систем закладывались современные программно-технические комплексы.

Неразрывная связь проектировщик-система на протяжении жизненного цикла системы позволяет выявить особенности объекта, которые обусловливают необходимость проектирования дополнительных функций в системе управления, позволяющих повысить эффективность, то есть обеспечить повышение технических, экономических и других показателей эксплуатации ПХГ. Проектирование этих функций связано с проведением экспериментальных и теоретических исследований, проведением опытно-конструкторских разработок. Схема проектирования модернизации системы управления технологическими процессами представлена на рис. 1. Неопределенность природы объекта затрудняет применение классического аппарата САПР и в этом случае используется основной принцип преодоления неопределенности - самоорганизация, то есть использование для целей управления всей дополнительной информации, получаемой в процессе проведения научно-исследовательских работ. Проектирование функций на основе результатов проведенных исследований и разработок, их синтез при автоматизированном проектировании систем управления на действующих и вновь вводимых объектах имеет существенное народнохозяйственное значение.

MipaB'i нда дсйс»ул»»щт> oôv Kia

Рис. 1. Схема проектирования системы управления технологическими процессами на действующих и новых объектах на протяжении

жизненного цикла: Э - эксплуатация, П - проектирование, M - модернизация

Первая глава посвящена рассмотрению особенностей геологического строения, эксплуатации и управления технологическими процессами Северо-Ставропольского ПХГ, являющегося самым крупным в России и Европе.

В геологическом плане Северо-Ставропольское ПХГ представлено двумя эксплуатационными объектами, созданными на базе выработанных газовых месторождений, одно из которых приурочено к хадумскому горизонту, а другое — к горизонту зеленая свита. Эти горизонты расположены на различных глубинах.

При эксплуатации продуктивной залежи, расположенной в ха-думском горизонте свойственен газовый режим, а продуктивной залежи в горизонте зеленая свита-упруговодонапорный.

Анализ работы скважин ПХГ в хадумском горизонте указывает на малоактивный характер проявления упруговодонапорных сил, имеет место лишь локальное обводнение продуктивных участков, непосредственно примыкающих к внешнему контуру газоносности.

Для условий горизонта зеленой свиты Северо-Ставропольского ПХГ обводнение скважин пластовыми водами имеет ярко выраженный лавинообразный характер и, как правило, наблюдается в конце отборов газа. Вторжение нижних пластовых вод по мере роста отборов продукции скважин и перепада давлений за эксплуатационной колонной является закономерным явлением и объясняется следующими причинами: естественным поднятием ГВК и нарушением герметичности кольцевого заколонного и внутриколонного пространства.

На фоне общих закономерностей установлено, что отдельные участки ПХГ характеризовались различной скоростью движения контура ГВК как относительно друг друга, так и по времени. Причем в большинстве случаев основное влияние на скорость движения ГВК оказывает положение фронта нагнетания. При сезонной эксплуатации ПХГ объемы отбора-закачки составляют, как правило, 8СН90% активного объема хранилища. Такие темпы изменения объема обусловливают значительные скорости перемещения ГВК. Цикличность работы ПХГ при отборе газа обуславливает необходимость контроля продвижения ГВК по продуктивному пласту. Именно на этом контроле и своевременном отключении обводнившихся эксплуатационных скважин основана стратегия управления процессом отбора газа из пласта. Контроль продвижения ГВК заключается в определении количества и природы жидкости, диагностировании путей поступления ее в скважины. В настоящее время контроль положения уровня ГВК осуществляется геофизическими методами с использованием нейтронно-гамма каротажа в комплексе с термометрией.

Требования рациональной эксплуатации ПХГ обусловливают необходимость проведения мониторинга запасов газа в хранилище, оценку работающей составляющей буферного газа. Назначением буферного газа является обеспечение минимальной величины давления газа при подаче в магистральный газопровод в конце его отбора из продуктивного пласта и предотвращения обводнения эксплуатационных скважин. Необходимость периодической оценки буферной составляющей газа ПХГ связана с необратимыми потерями газа при циклической эксплуатации. Оценка буферной составляющей на Се-веро-Ставропольском ПХГ проводится по гистерезисным диаграммам в плоскости годографа "приведенное давление - объем газа". К

недостаткам этих диаграмм следует отнести невозможность количественного определения рационального объема буферного газа для оптимизации технико-экономических показателей эксплуатации ПХГ.

Анализ систем контроля и управления показывает, что при проектировании и внедрении АСУ ТП ПХГ основное внимание акцентируется на контроле и управлении наземными объектами, расположенными на производственных территориях ДКС и ГРП.

Устанавливаемые в составе АСУ ТП ГРП современные программно-вычислительные комплексы практически не решают вопросы контроля и управления процессами, происходящими в продуктивных пластах, которые, как правило, являются неустановившимися. Большинство параметров этих процессов не поддается прямому измерению, и поэтому характер их изменения может быть определен по результатам моделирования, по результатам решения прикладных задач и косвенным измерениям.

В связи с этим, проектирование функций систем контроля и управления технологическими процессами, происходящими в при-забойной зоне скважин и продуктивных пластах ПХГ, является актуальной задачей.

Во второй главе разработаны модель и алгоритмы расчета рационального объема буферного газа.

Обоснование объема буферного газа для действующего ПХГ сводится к решению задачи нахождения такого рационального объема буферного газа, который обеспечивал бы заданные отборы активного газа из ПХГ при минимальной сумме потерь от хранения буферного газа и затрат на эксплуатацию скважин.

Необходимость в решении поставленной задачи для действующего ПХГ возникает, например, при изменении задания по отборам активного газа.

В первой части главы представлено решение для случая, когда реализуется газовый режим работы продуктивной залежи ПХГ. В основу соотношений, характеризующих работу ПХГ на стадии отбора газа, положены принципы, гипотезы и зависимости, принятые в теории и практике разработки однородных продуктивных пластов при газовом режиме: приток газа к забою скважины; зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа от давления и температуры;

показатель, равный отношению объема активного газа, отобранного из ПХГ к моменту времени t, к суммарному объему активного и буферного газа, находящемуся в ПХГ к моменту начала стадии отбора; зависимость пластового давления в момент t от накопленной добычи газа на стадии отбора газа; максимально допустимый дебит скважины, превышение которого приведет либо к разрушению призабой-ной зоны, либо к падению устьевого давления ниже допустимого; минимально допустимый дебит скважины, снижение которого приведет к прекращению выноса газовым потоком твердых частиц и жидкости с забоя скважины.

С использованием названных зависимостей агрегированная модель отбора газа из ПХГ принимает вид балансового уравнения, которое связывает основные технологические параметры разработки q(r[(t), х) и N{t) с газоотдачей ПХГ и позволяет учесть изменение этих параметров во времени:

v{x)d?jp_ = mqimxX 0<t<vo, at

//(О) = 0, т]{т0) = Ux),

где: N(t) - число эксплуатационных скважин на ПХГ в момент времени t\ <7(77(0) - рабочий дебит скважины в момент времени f; 77(f) - газоотдача ПХГ к моменту времени t\ V(x) - балансовые запасы ПХГ, то есть сумма объемов активного и буферного газа; rjK (х) -значение конечной газоотдачи ПХГ; г0 - продолжительность стадии отбора газа или момент окончания стадии отбора газа из ПХГ.

При оценке максимального объема буферного газа хтас учитываются величина максимального начального пластового давления Ртах и объем порового пространства, занимаемого газом V/.

Р z*r*

х =V -V,

шах г г> 7 Т7

где: Va - объем активного газа, отбираемый за заданный период времени и приведенный к стандартным условиям.

Оценку величины Vr при рассмотрении газового режима эксплуатации ПХГ можно получить, используя ретроспективные дан-

ные разработки продуктивных пластов, когда эти пласты в прошлом представляли собой залежь газа.

В диссертационной работе для оценки минимального объема буферного газа хтт приведено решение уравнений связывающих рабочий дебит, минимально допустимый дебит, минимально допустимый объем буферного газа и газоотдачу, которые являются функцией объема буферного газа.

В процессе исследований взаимовлияние вышеперечисленных параметров, проведенных преобразований и поиск рационального объема буферного газа х сводятся к решению задачи:

где: а - отпускная цена, по которой можно реализовать буферный газ; «# - себестоимость нагнетания объемной единицы газа; я» -себестоимость отбора объемной единицы газа; - себестоимость хранения объемной единицы газа; Ь — годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием одной скважины (с учетом амортизационных отчислений и прочих издержек); N0 - фактическое число скважин на ПХГ; Хф - фактический объем буферного газа на ПХГ. Искомой переменной является скорректированный объем буферного газа.

Для решения вышеприведенной задачи при заданном диапазоне допустимых значений л:, в диссертационной работе подробно описан алгоритм расчета объема буферного газа при газовом режиме работы пласта.

Проведенные расчеты показывают, что существует три диапазона цен на газ и эксплуатационных затрат на скважину:

• диапазон низких цен и высоких затрат, при которых рациональный объем буферного газа равен максимально допустимому значению;

• диапазон цен и затрат, при которых рациональный объем буферного газа находится между минимальным и максимальным значениями;

-» гпш

*

• диапазон высоких цен и низких затрат, при которых рациональный объем буферного газа равняется минимально допустимому значению.

Расчеты показывают, что с ростом потребности в газе (повышение объема активного газа) увеличивается отношение объема активного газа к объему буферного, стремясь к некоторой постоянной величине.

Во второй части главы представлена корректировка формул и уравнений, используемых для газового режима работы продуктивного пласта ПХГ, позволяющая оценить рациональный объем буферного газа и, соответственно, наиболее рациональное соотношение между объемами активного и буферного газа в случае, когда нет оснований считать режим работы пласта либо чисто газовым, либо чисто водонапорным, что, в большинстве случаев, и реализуется в практике.

Исходной информацией для всех расчетов является обработка результатов газодинамических исследований скважин, фактических данных эксплуатации ПХГ и результатов геолого-гидродинамического моделирования. Поэтому для реализации предлагаемого подхода необходимо иметь гидродинамическую модель пласта-коллектора.

Так, для заданного у'-го значения объема буферного газа (у— 1 ..к) на моменты времени t0, tu ..., tn, принадлежащие периоду отбора газа, должны иметь следующие исходные данные: значение q - дебита "средней" скважины (определенное по всем скважинам значение дебита); значения Р— средневзвешенного пластового давления; приведенные к стандартным условиям значения О - объема накопленного объема газа; усредненные по всем скважинам значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В на моменты времени (о, t\,..., t^, текущие значения газоотдачи ПХГ на стадии отбора газа, щ.

После формирования набора исходных данных следует этап построения зависимостей q(i], jc), Р(ц, A'), A(rj, х), В(//, х), которые используются для определения зависимости минимально допустимого дебита от "газоотдачи" и объема буферного газа.

После указанных построений переходят к следующему этапу -вычислениям. Описывается характер вычислений и их последова-

тельность, приводится алгоритм расчета. Процесс расчета заканчивается подбором значения х, так чтобы заданное наименьшее значение пластового давления в конце стадии отбора газа стало равным расчетному.

В третьей главе рассмотрены вопросы контроля характера обводнения скважин и положения уровня газоводяного контакта (ГВК) при отборе газа из продуктивных пластов ПХГ. Эти вопросы обусловлены необходимостью ведения правильной стратегии отбора газа, которая сводится к управлению продвижением ГВК по зонам залежи за счет регулирования отбора газа по скважинам. Возникающее обводнение эксплуатационных скважин определяется следующими факторами: продвижением ГВК к забою скважины и разрушением цементного камня с образованием вертикальных трещин вдоль обсадной колонны скважины.

При разрушении цементного камня пластовая жидкость поступает в скважину по вертикальным трещинам. При этом ГВК может быть расположен на десятки метров ниже перфорационных отверстий в колонне. В практике эксплуатации ПХГ в упругом водонапорном режиме диагностированию этих факторов не уделяется должного внимания. Идентификация вышеприведенных факторов позволяет принять решение по предотвращению дальнейшего обводнения или выбору режима работы эксплуатационной скважины. В связи с этим в работе рассмотрены физические основы механизма подъема пластовых вод по разрушенному цементному камню, позволяющие ответить на ряд практических вопросов: возможность диагностирования характера обводнения; определение депрессий в скважине и расстояний от нижних перфорационных отверстий до положения ГВК; количественные оценки изменения отношения дебита воды q к дебиту газа Q при переменных депрессиях и фиксированном значении расстояния до ГВК; возможность по изменению отношения q и О при различных депрессиях оценить расстояние до текущего положения ГВК.

При моделировании механизма подтягивания пластовой воды к забою эксплуатационной скважины, за основу взята модель движения вязкой жидкости по вертикальной кольцевой щели при ламинарном движении. Ламинарное движение жидкости по щелям хорошо изучено как теоретически, так и практически.

В ходе различных математических преобразований и операций получена формула, по которой определяется величина расстояния от ГВК до нижних перфорационных отверстий колонны, Ь.

где: индексы 1,2- номера режимов работы скважины; АР - перепад давлений между пластовым и забойным; А = (а + ЪО) / (2Рт-ЛР); а, Ь - коэффициенты фильтрационного сопротивления; с, - у IО — соотношение дебита пластовой жидкости к дебиту газа; р - плотность пластовой жидкости.

В диссертационной работе описан и второй подход к определению расстояния от ГВК до забоя скважины:

Помимо полученных формул в диссертации приведена зависимость, позволяющая производить сопоставительные расчеты при планировании ограничения дебита для снижения притока пластовых вод по разрушенному цементному камню.

Изложенные теоретические выкладки о механизме обводнения эксплуатационных скважин по трещинам разрушенного цементного кольца, имеют практическое значение как для эксплуатации скважин водоплавающих залежей (ПХГ в горизонте зеленая свита), так и для скважин ПХГ, созданных в пластах с газовым режимом работы и малоактивным характером проявления водонапорных сил на внешнем контуре границы с ГВК.

Приток пластовых вод к забою газовых скважин по трещинам отмечается геологической службой ПХГ. По их наблюдениям обводнению способствует процесс продвижения пластовых вод по заколонному пространству ряда скважин, вызванный разрушением резин о-цементной крепи.

Четвертая глава посвящена проектным решениям, повышающим эффективность функционирования систем управления технологическими процессами ПХГ на примере Северо-Ставропольского ПХГ. Скоротечность процессов происходящих в продуктивной час-

ь =

Рё^х-Цг)

ти пласта, их неустановившийся характер и цикличность обуславливают необходимость использования в проектных решениях предложенных выше моделей, алгоритмов и результатов решения прикладных задач. При этом акцент должен быть направлен на контроль состояния фонда эксплуатационных скважин и оперативное управление фильтрационными процессами в продуктивной залежи ПХГ. Оперативное управление позволяет принимать своевременные решения по воздействию на продуктивный пласт, реализовать обоснованную стратегию закачки и отбора газа из залежи, что составляет основу рациональной эксплуатации ПХГ.

Управление ПХГ имеет двухуровневую структуру. На верхнем уровне осуществляется стратегическое управление ресурсами и управление административно-хозяйственной деятельностью. На нижнем уровне - автоматизированное управление технологическими процессами отдельных установок и газораспределительными пунктами. Одним из важных звеньев в структуре управления ПХГ является автоматизированное рабочее место (АРМ) геолога, где концентрируется основная геологическая и технологическая информация по фонду эксплуатационных скважин, текущим объемам хранимого газа в продуктивной залежи и ее отдельных зонах. На рис. 2 представлена принципиальная функциональная схема АРМ геолога в части автоматизированного управления продуктивными пластами ПХГ. Из функциональной схемы видно, что основным и первичным источником информации по отдельным зонам продуктивного пласта ПХГ является АСУ ТП ГРП. На основе информационных баз АСУ Ш отдельных ГРП в последующем и формируется представление о характере состояния продуктивной залежи, реализуются соответствующие мероприятия, связанные с эксплуатацией ПХГ.

В настоящее время при техническом обеспечении проектируемых и реконструируемых АСУ ТП современными вычислительными комплексами, их функции обеспечивают: измерение, регистрацию и архивирование расхода газа по каждой скважине и ГРП в целом при закачке и отборе газа; измерение, регистрацию расходных показателей газа и жидкости по скважинам через замерный сепаратор; аварийную защиту технологического оборудования; контроль и управление запорными кранами.

При этом необходимо отметить, что имеющийся комплекс программ, интегрированный в программное обеспечение действующих АСУ ТП ГРП, позволяет осуществить дальнейшее развитие системы контроля и автоматизированного управления технологическими процессами, реализуя контроль: изменения продуктивности эксплуатационных скважин от цикла к циклу вследствие кольматации при-забойных зон и образования глинисто-песчаных пробок в стволах скважин; забойных давлений; изменения коэффициентов фильтрационных сопротивлений, проводя газодинамические исследования скважин без выпуска газа в атмосферу; подъема уровня ГВК по скважинам; условий гидратообразования.

Реализация указанного перечня проектируемых функций системы управления является обязательным условием для эффективной эксплуатации ПХГ.

Интеграция прикладных задач совместно с математическим аппаратом диагностики характера обводнения скважин и определения положения ГВК относительно забоя эксплуатационных скважин в действующие АСУ ТП ГРП позволяет решать задачи верхнего уровня АСУ ТП ПХГ.

Нижний уровень управления ПХГ

Рис. 2. Функциональная схема автоматизированного управления продуктивными пластами ПХГ

В конечном итоге, развитие АСУ ТП ГРП позволит оптимизировать с позиции подземной гидравлики более длительные межремонтные сроки жизни эксплуатационных скважин, оптимально использовать объем хранилища, эффективно вести эксплуатацию ПХГ и повысить эксплуатационную безопасность.

В основу формирования баз данных информационно-автоматизированных систем управления технологическими процессами ПХГ закладываются принципы централизованного управления технологическими объектами по иерархической системе. Верхний уровень (диспетчерский пункт) - АРМ геолога; нижний уровень -АРМ оператора ГРП (АСУ ТП ГРП). Базы данных АСУ ТТТ ГРП создаются на основе: инструментальных замеров; хронологии событий и показателей; автоматизированного опроса средств измерения, сигнализации и регистрации отклонений технологического режима от заданных значений алгоритмов расчета; результатов расчета прикладных задач. При скоротечном жизненном цикле отбора газа из ПХГ проследить инструментальными измерениями изменение усть-

евых и забойных давлений по скважинам при их большом фонде практически невозможно. Инструментальные измерения являются при функционировании АСУ ТП контрольными при их сопоставлении с расчетными значениями.

В этой главе приведены результаты разработки системы контроля и управления пневмоприводными запорными кранами. Переключение скважины осуществляется, в основном, шаровыми кранами с пневмоприводом, которые устанавливаются на шлейфах скважин и на отводах от шлейфов к замерным сепараторам. Измерение расходных показателей на замерном сепараторе производится в соответствии с технологическим регламентом и составляет по продолжительности не менее 30 минут. Затем шлейф скважины подключается к групповому коллектору. Необходимо иметь в виду, что по каждому ГРП подключено значительное количество скважин, поэтому автоматизации переключения и контролю работы запорных устройств придается большое значение.

Система контроля и управления должна обладать следующими функциональными характеристиками: дистанционное управление кранами; опрос и контроль цепей концевых выключателей; ограничение бросков электрического тока по каждой цепи соленоида ЭП-ПУ; непрерывный контроль на обрыв и короткое замыкание цепей соленоидов ЭППУ; контроль залипания концевых выключателей; непрерывное диагностирование цепей управления.

Проведенный в диссертации анализ отечественных систем показывает, что существующие отечественные системы не обеспечивают все функциональные вышеперечисленные характеристики. Основной характеристикой является наличие постоянной диагностики цепи управления, позволяющей своевременно устранить в ней неисправности.

| | - существующие программные средства

Рис. 3. Программное и техническое обеспечения САПР, разработанные и рекомендуемые для проектирования АСУ ТП ПХГ

В связи с вышеизложенным, при участии автора работы разработан микропроцессорный блок управления кранами «МБУ Кран-2» (далее МБУ), предназначенный для управления шаровыми запорными кранами с пневмоприводом, устанавливаемыми на магистральных газопроводах, трубопроводной обвязке компрессорных станций, промысловых шлейфах, газораспределительных пунктах ПХГ и т.д.

Каждый блок обеспечивает управление двумя кранами. Такое конструктивное решение обосновано тем, что МБУ разработан применительно к условиям технологической обвязки газораспределительных пунктов ПХГ.

В диссертационной работе представлено описание отдельных узлов, их электрических цепей и сервисного программного обеспече-

ния. МБУ «Кран-2» имеет сертификат соответствия Госстандарта России. В настоящее время система на базе МБУ «Кран-2» для управления запорными кранами функционирует на шести ГРГГ Се-веро-Ставропольского ПХГ.

Интеграция в проектные решения системы управления разработанных и представленных в данной работе моделей, алгоритмов, а также используемых в практике программ расчета гидродинамических систем позволяет на качественном уровне расширить программное и техническое обеспечения САПР (рис. 3) при проектировании или реконструкции АСУ ТП ПХГ. На рисунке представлен основной комплекс программ и функций программного обеспечения (ПО) и его сравнение с ПО, используемым на начальном этапе жизненного цикла системы управления технологическими процессами ПХГ. Расширение ПО существенно раскрывает возможности контроля и управления процессами эксплуатации ПХГ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В диссертационной работе представлены результаты научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, синтез которых в проектные решения САПР по системе управления технологическими процессами позволяет существенно повысить эффективность эксплуатации ПХГ.

2. Анализ эксплуатации систем управления ПХГ выявил необходимость включения в проектные решения систем автоматизированного проектирования, дополнительных функций систем управления технологическими процессами, повышающих эффективность эксплуатации ПХГ.

3. Для проектирования новых функций системы управления разработаны модели, алгоритмы и программы расчета рационального объема буферного газа, обеспечивающие заданные отборы газа из ПХГ с учетом экономических показателей, связанных с хранением буферного газа и эксплуатационных затрат на процесс отбора-закачки газа.

4. Математическая модель механизма подъема пластовой жидкости, приведенная в диссертации позволяет определять как характер обводнения скважины, так и положение ГВК относительно нижних перфорационных отверстий. Интеграция модели в проектные

решения САПР систем управления позволяет вести стратегию отбора газа в соответствии с текущим положением ГВК, тем самым, предотвращая образование защемленных участков газа.

5. Система контроля и управления запорными пневмопривод-ными кранами, разработанная и внедренная автором, позволяет обеспечить надежное управление запорным оборудованием на объектах газовой отрасли.

6. Синтез разработанных моделей, алгоритмов, программ, технических устройств и интеграция их в проектные решения САПР составили основу рекомендаций по проектированию систем управления технологическими процессами ПХГ.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Ермолаев А.И., Самуйлова Л.В., Радкевич В.В., Золотухин М.В. Контроль обводнения скважин и положения газоводяного контакта при отборе газа из продуктивных пластов ПХГ. М.: «Газовая промышленность», 2008, № 3.

2. Золотухин М.В., Радкевич В.В., Викторов К.Н., Ермолаев А.И. Микропроцессорный блок управления МБУ «Кран-2» для контроля и управления пневмоприводными кранами на объектах ПХГ. НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006, № 3.

3. Радкевич В.В., Хан С.А., Ермолаев А.И., Золотухин М.В. К решению проблемы автоматизированного управления продуктивными пластами ПХГ. НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007, №9.

4. Радкевич В.В., Золотухин М.В., Чернов В.М., Васильев Ю.Н., Самарин A.A. Система оперативного управления процессом добычи газа и конденсата на Оренбургском ГКМ. НТС. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром. 2003, № 6.

5. Радкевич В.В., Золотухин М.В., Викторов К.Н., Самарин A.A. Управление пневмоприводными кранами на объектах газовой отрасли. НТЖ. Промышленные контроллеры и АСУ. 2007, № 3.

6. Хан С.А., Ермолаев А.И., Самуйлова Л.В., Золотухин М.В. Обоснование объемов буферного газа для подземных хранилищ. М.:НТЖ. Наука и техника в газовой промышленности. ИРЦ Газпром, 2008, № 2.

7. Золотухин М.В. Повышение эффективности функционирования действующих АСУ Ш газораспределительных пунктов ПХГ. Информационно-аналитический исурнал "Нефть, газ и бизнес". М., 2010, №4.

Подписано в печать 20.10.2010. Формат 60x90/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. п.л. 1,5 Тираж 100 экз. Заказ № 96

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: (495) 930-93-49

Введение.

Глава 1. Характеристика объекта. Особенности проектирования и эксплуатации систем управления Северо-Ставропольского ПХГ.

1.1. Особенности геологического строения Северо-Ставропольского ПХГ.

1.2. Влияние циклической эксплуатации ПХГ на работу газовых скважин.

1.3. Характеристика эксплуатационных объектов Северо-Ставропольского ПХГ.

1.3.1. Обустройство хранилища в хадумском горизонте.

1.3.2. Обустройство хранилища в горизонте зеленая свита.

1.4. Анализ систем контроля и управления технологическими процессами подземного хранилища газа.

Выводы по главе 1.

Глава 2. Модели и алгоритмы обоснования и расчета рациональных объемов буферного газа.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Исходные соотношения, определяющие процесс эксплуатации ПХГ на стадии отбора газа при газовом режиме работы пласта.

2.3. Модель процесса отбора газа из ПХГ.

2.4. Оценка максимального и минимального объемов буферного газа.

2.5. Модель рационального объема буферного газа.

2.6. Алгоритм расчета рационального объема буферного газа при газовом режиме работы пласта.

2.6.1. Описание алгоритма.

2.6.2. Программа и компьютерная реализация алгоритма.

2.7. Обоснование объема буферного газа при «произвольном» режиме работы пласта-коллектора.

2.7.1. Формирование исходной информации.

2.7.2. Алгоритм расчета рационального объема буферного газа при произвольном» режиме работы пласта.

Выводы по главе 2.

Глава 3. Моделирование механизма подъема газоводяного контакта к забою скважины.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Факторы, влияющие на состояние заколонного пространства эксплуатационной скважины.

3.3. Моделирование механизма подъема газоводяного контакта к забою эксплуатационной скважины при отборе газа из ПХГ.

3.4. Обводнение эксплуатационных скважин в процессе отбора газа из

Выводы по главе 3.

Глава 4. Проектные решения, повышающие эффективность функционирования системы управления технологическими процессами эксплуатации ПХГ.

4.1. Основы проектирования системы управления технологическими процессами эксплуатации ПХГ.

4.2. Основы формирования автоматизированных баз данных и их применения в решении задач контроля и управления технологическими процессами ГРП.

4.3. Системы управления запорными пневмоприводными кранами

4.3.1. Анализ отечественных систем управления запорными пневмоприводными кранами.

4.3.2. Микропроцессорный блок управления кранами МБУ «Кран-2».

4.4. Разработка и внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами ГРП на Северо-Ставропольском ПХГ.

Выводы по главе 4.

Проектирование систем управления такими сложными объектами, как нефтяные и газовые месторождения, подземные хранилища газа (ПХГ), представляет трудности в силу неопределенности природного фактора, которой характеризуются продуктивные пласты этих объектов.

Эта неопределенность, а также неполнота и погрешность исходных данных и, в конечном счете, несоответствие реальным процессам используемых моделей приводит к тому, что при проектировании системы управления технологией ее функции для начального этапа жизненного цикла сводятся к измерению и стабилизации параметров наземного оборудования, не затрагивая управление процессами в продуктивной залежи.

В этих условиях система автоматизированного проектирования позволяет охватить только отдельные части технологического процесса, а не всего процесса в целом.

На протяжении жизненного цикла системы при неразрывной связи цепи проектировщик-система происходит углубление знаний об объекте управления, появляется необходимость проектирования дополнительных функций системы, позволяющих повысить эффективность, то есть обеспечить повышение технических, экономических и других показателей эксплуатации технологического объекта.

Для ПХГ одними из таких функций являются алгоритмы расчета буферного газа, подлежащего хранению, контроль уровня газоводяного контакта относительно забоя эксплуатационных скважин, контроль и управление запорными пневмоприводными кранами.

Проектирование этих функций связано с моделированием процесса, решением инженерных прикладных задач, проведением опытно-конструкторских разработок.

Результаты проведенных экспериментальных и теоретических исследований, опытно-конструкторских работ позволяют получить решения прикладных задач, создать или усовершенствовать устройства управления, которые интегрируются в математическое и техническое обеспечения системы автоматизированного проектирования (САПР).

Схема развития системы управления технологическими процессами представлена на рис. 1. Неопределенность природы объекта затрудняет применение классического аппарата САПР и в этом случае используется основной принцип преодоления неопределенности - самоорганизация, то есть использование для целей управления всей дополнительной информации, получаемой в процессе проведения научно-исследовательских работ. управления действующего объекта

Рис. 1. Схема развития системы управления технологическими процессами на действующих и новых объектах на протяжении жизненного цикла:

Э - эксплуатация, П - проектирование, М - модернизация

В данной работе на примере Северо-Ставропольского ПХГ был решен ряд задач, синтез результатов которых расширяет возможности САПР при проектировании систем управления технологическими процессами на аналогичных объектах и повышает эффективность эксплуатации ПХГ.

Цель работы и задачи исследований. Целью диссертационной работы является разработка математических моделей, прикладных задач и средств автоматизации контроля и управления, интеграция которых в САПР расширяет функции системы управления и способствует повышению эффективной эксплуатации ПХГ.

Поставленная цель реализуется через решение следующих связанных между собой задач:

1. Разработка моделей и алгоритмов расчета рациональных объемов буферного газа, обеспечивающих заданные объемы отбора активного газа с учетом экономических показателей.

2. Построение математической модели механизма подъема пластовой жидкости к нижним перфорационным отверстиям обсадной колонны скважины, позволяющей определить:

• характеристики обводнения эксплуатационной скважины при отборе газа;

• уровень положения газоводяного контакта относительно забоя скважины.

3. Проектирование системы контроля и управления запорными пневмоприводными кранами и интеграция ее в техническое обеспечение САПР, позволяющие обеспечить надежное управление запорным оборудованием.

4. Разработка рекомендаций для проектирования системы оперативного управления технологическими процессами ПХГ.

Научная новизна. Разработаны новые алгоритмы и модели в составе САПР ПХГ, позволяющие обеспечить рациональное управление эксплуатацией ПХГ.

Основные защищаемые положения. Научная новизна определяется следующими защищаемыми положениями, которые рекомендуется учесть при проектировании систем управления технологическими процессами ПХГ:

1. Модели, алгоритмы и программа расчета рациональных объемов буферного газа;

2. Математическая модель механизма подъема пластовой жидкости к нижним перфорационным отверстиям обсадной колонны скважины, позволяющая определить характер обводнения работающей эксплуатационной скважины и уровень положения газоводяного контакта по отношению к ее забою;

3. Система контроля и управления запорными пневмоприводными кранами, используемыми на ГРП и газотранспортных предприятиях газовой отрасли.

Практическая ценность и реализация полученных результатов.

Практическая значимость работы характеризуется следующими результатами:

• использованием алгоритмов расчета рациональных объемов буферного газа, необходимых для обоснования объемов отбора газа, анализа режима эксплуатации и проектирования новых ПХГ;

• использованием математической модели механизма подъема жидкости для определения уровня газоводяного контакта относительно забоя эксплуатационных скважин в процессе отбора газа из ПХГ;

• внедрением системы контроля и управления запорными пневмоприводными кранами в проектируемых и реконструируемых АСУ ТП ГРП;

• использованием результатов диссертационной работы в инжиниринговых компаниях и проектных организациях при проектировании систем автоматизации и управления технологическими процессами на действующих объектах, а также при проектировании новых ПХГ;

• внедрением спроектированных АСУ ТП на шести ГРП СевероСтавропольского ПХГ.

Апробация работы. Основные результаты работы рассматривались на научно-технических советах ДОАО «Газпроектинжиниринг»,

ОАО «Гипрогазцентр», в научной и учебной работе РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка используемых источников. Содержание изложено на 127 страницах, включая 24 рисунка и 1 таблицу. Результаты работ опубликованы в шести публикациях, в том числе в пяти изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования РФ.

Основные выводы

1. В диссертационной работе представлены результаты научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, синтез которых в проектные решения САПР по системе управления технологическими процессами позволяет существенно повысить эффективность эксплуатации ПХГ.

2. Анализ эксплуатации систем управления ПХГ выявил необходимость включения в проектные решения систем автоматизированного проектирования, дополнительных функций систем управления технологическими процессами, повышающих эффективность эксплуатации ПХГ.

3. Для проектирования новых функций системы управления разработаны модели, алгоритмы и программы расчета рационального объема буферного газа, обеспечивающие заданные отборы газа из ПХГ с учетом экономических показателей, связанных с хранением буферного газа и эксплуатационных затрат на процесс отбора-закачки газа.

4. Математическая модель механизма подъема пластовой жидкости, приведенная в диссертации позволяет определять как характер обводнения скважины, так и положение ГВК относительно нижних перфорационных отверстий. Интеграция модели в проектные решения САПР систем управления позволяет вести стратегию отбора газа в соответствии с текущим положением ГВК, тем самым, предотвращая образование защемленных участков газа.

5. Система контроля и управления запорными пневмоприводными кранами, разработанная и внедренная автором, позволяет обеспечить надежное управление запорным оборудованием на объектах газовой отрасли.

6. Синтез разработанных моделей, алгоритмов, программ, технических устройств и интеграция их в проектные решения САПР составили основу рекомендаций по проектированию систем управления технологическими процессами ПХГ.

1. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978.

2. Бузинов В.Г., Бондарев В.А., Григорьев A.B. и др. Метод распределения заданного объема отбора газа в скважинах и трубопроводах, обеспечивающий минимум выноса пластовой жидкости. / М.: Сборник научных трудов. 50 лет ВНИИГазу, 40 летПХГ, 1999.

3. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине./ М.: Недра, 1990.

4. Варягов С.А., Еремин Н.В., Стерленко З.В. Характеристика попутных вод эксплуатационных скважин Северо-Ставропольского ПХГ. / Сб. тр., Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2001.-С. 115-123.

5. Варчев Д.В. Анализ циклической эксплуатации ПХГ с помощью гистерезисных диаграмм. /НТС «Транспорт и подземное хранение газа». —М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003, №6.

6. Варягов С.А., Никитин Н.К., Зиновьев В.В. и др.Оценка водопритоков к газовым скважинам Северо-Ставропольского ПХГ зеленой свиты. /Ставрополь: СевКавГТУ, сер. «Нефть и Газ», 2000, вып.З.

7. Васильев Ю.Н., Дубина Н.И. Прогнозирование обводнения газовых скважин конденсационной водой. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005.

8. Васильев Ю.Н., Дубина Н.И. Математические основы обработки результатов газодинамических исследований скважин. — М.: ООО "Недра Бизнес-Центр", 2008.

9. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1994.

10. Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Теория и практика добычи газожидкостных смесей М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2005.

11. Долгов С., Зиновьев В.В., Зиновьев И.В. Влияние песчаной пробки на работу газовой скважины. / Сб. научн. работ. Сер. Нефть и газ. -Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. -Вып. II. -С. 177-184.

12. Дубина Н.И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007, 109с.

13. Ермолаев А.И., Самуйлова JI.B., Радкевич В.В., Золотухин М.В. Контроль обводнения скважин и положения газоводяного контакта при отборе газа из продуктивных пластов ПХГ. // М.: «Газовая промышленность», 2008, №3.

14. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов JI.C. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996.

15. Зиновьев В.В. Строительство и ремонт газовых скважин. Разработка. Внедрение. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

16. Зиновьев В.В., Басниев К.С., Будзуляк Б.В., Ананенков A.C. и др. Повышение надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005.

17. Зиновьев В.В., Игнатенко Ю.К., Варягов С.А. и др. Особенности эксплуатации Северо-Ставропольского подземного хранилища газа. /Обзорная информ. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002.

18. Зиновьев В.В., Игнатенко Ю.К., Варягов С.А и др. Сравнительный анализ фильтрационных моделей пласта, используемых в решениях комплексных задач управления эксплуатации ПХГ. Научная мысль Кавказа. Приложение. -2004. №2. С. 77-83.

19. Зиновьев В.В., Игнатенко Ю.К., Варягов С.А. Модель крупного базового Северо-Ставропольского ПХГ. / Газовая промышленность. 2002. №8. -С.51-54.

20. Зотов Г.А. Геомеханические принципы установления предельных добывных возможностей газовых скважин. — В сб. «Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа». III часть. — М.: ВНИИГаз, 1998. -С. 52-71.

21. Кизина И.Д. Создание автоматизированных баз нефтепромысловых данных и их применение для решения задач управления разработкой месторождений Башкорстана. Диссерт. На соискание ученой степени к.т.н. Уфа, БашНИПИнефть, 1997.

22. Кочин Н.Е., Кибель И.А., Розе Н.В. Теоретическая гидромеханика. Часть вторая. ГИТТЛ, М.-Л.:1948, 612 с.

23. Лейбензон Л.С. Руководство по нефтепромысловой механике. М.: Госэнергоиздат, 1951. Часть первая. Гидравлика, ГНТИ. М.-Л.: 1931, 335 с.

24. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1987, 840 с.

25. Ломидзе Г.М. Фильтрация в трещиноватых породах. — М.-Л.: Госэнергоиздат, 1951, 127 с.

26. Лурье М.В. Механика подземного хранения газ в водоносных пластах. -М., Нефть и газ, 2001.

27. Лурье М.В., Дидковская A.C., Максимов В.М. Методика непрерывного мониторинга запасов газа в подземных газохранилищах. /НТС «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ООО «ИРЦ Газпром»,2002, №6.

28. Лурье М.В., Дидковская A.C. Инвентаризация газа в ПХГ. / «Газовая промышленность», 2003, №2.

29. Лурье М.В., Дидковская A.C., Яковлева Н.В. Естественная убыль природного газа в подземных газохранилищах, создаваемых в водоносных пластах. . /НТС «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003, №6. С.21-31.

30. Лурье М.В., Дидковская A.C., Яковлева Н.В., Варчев Д.В. Подземное хранение газа. -М.: ФГУП «Нефть и газ», 2004, -172 с.

31. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. -М.: Гостоп -издат, 1949.

32. Назаров С.Н., Качалов О.Б. Приток газа к скважинам с песчаной пробкой на забое. //Изв. вузов. Нефть и газ. -1966. -№2.

33. Отчет о НИР. Комплексный анализ эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ (зеленая свита) и рекомендации по достижению утвержденных показателей. ОАО СевКавНИПИГаз, Ставрополь, 1993.

34. Отчет о НИР. «Разработать и освоить технологию сооружения и эксплуатации ПХГ в зеленой свите Северо-Ставропольского месторождения. СевКавНИПИГаз, Ставрополь, 1990.

35. Отчет о НИР. «Провести исследования развития и эксплуатации СевероСтавропольского ПХГ в хадумском горизонте и горизонте зеленой свиты. Т.2. (ПХГ в горизонте зеленой свиты). ОАО СевКавНИПИГаз, Ставрополь, 1996. -130 с.

36. Отчет о НИР. «Провести авторский надзор за эксплуатацией Северо-Став-ропольского подземного хранилища газа в хадумском горизонте и горизонте зеленой свиты. СевКавНИПИГаз, Ставрополь, 1996.

37. Отчет о НИР. Обобщение и анализ условий вскрытия продуктивных пластов и работ по интефикации полученных притоков на территории деятельности ПТО «Южгеология». СевКавНИПИГаз, Ставрополь, 1988.

38. Отчет по теме «Подготовка исходной информации для составления базы данных по Краснодарскому ПХГ. ООО «ВНИИГАЗ», 1999.

39. Радкевич В.В. Опыт проектирования и внедрения систем управления. // М. Промышленные контроллеры и АСУ. 2006, №3.

40. Радкевич В.В., Золотухин М.В., Викторов К.Н., Самарин A.A. Управление пневмоприводными кранами на объектах газовой отрасли./ НТЖ. Промышленные контроллеры и АСУ. 2007, №3.

41. Золотухин M.B. Повышение эффективности функционирования действующих АСУ ТП газораспределительных пунктов ПХГ. //Информационно-аналитический журнал. Нефть, газ и бизнес. М, 2010, №5. <

42. Радкевич В.В., Хан С.А., Ермолаев А.И., Золотухин М.В. К решению проблемы автоматизированного управления продуктивными пластами ПХГ. /НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007, №9.

43. Регламент проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта по разрабатываемым месторождениям объединения «Ставропольнефтегаз».-Пятигорск: СевКавНИПИгаз, 1998.

44. Степанов Н.Г, Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.

45. Тарг С.М. Основные задачи теории ламинарных течений. Гос.изд-во техн.-теор. лит. M.-JI.:1951, 420 с.

46. Точигин JI.A., Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, 1998.

47. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.гНедра, 1987, 309 с.

48. Хан С.А. Ермолаев А.И., Самуйлова Л.В., Золотухин М.В. Обоснование объемов буферного газа для подземных хранилищ. —М.:НТЖ. Наука и техника в газовой промышленности. ИРЦ Газпром, 2008, №2. С. 36-46.

49. Черных В.А., Зотов Г.А., Динков A.B. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. -М.: Недра, 1987.