Розглянуто особливості технологічного процесу буріння як об'єкта керування, проаналізовано його математичні моделі та методи керування.

Рассмотрена актуальная научная и техническая задача идентификации хаотического поведения параметров и показателей процесса бурения нефтяных и газовых скважин на основе вычисления характеристического показателя Херста. Показано, что в качестве модели объекта управления наиболее целесообразно использовать нейросетевые архитектуры, способные к восстановлению хаотических и стохастических характеристик и обучению в реальном времени в темпе с поступлением информации с объекта.

Рассмотрена концепция экономии энергии при управлении процессом бурения скважин на нефть и газ, которое организуется по критерию "минимум удельных затрат энергии". Кратко описан метод контроля удельных затрат энергии для буровых установок с дизельным и электрическим приводом. Рассмотрена проблема моделирования нелинейных динамических стохастических процессов в бурении на основе искусственных нейронных сетей. Описан показатель Херста для идентификации хаотических сигналов и определения разладок в системе, а также модели типа Мамдани и Токаги-Сугено для моделирования зависимости удельных затрат энергии от параметров режима бурения.

Проаналізовано основні концепції створення автоматизованої системи контролю за технічним станом породоруйнівного інструменту за умов інформаційної невизначеності процесу поглиблення свердловини. Проаналізовано основні змінні стану контрольованого об'єкта та їх вплив на ефективність контролю за його технічним станом.

На підставі математичного та лінгвістичного опису процесу контролю породоруйнівного інструменту запропоновано робастний метод аналізу технічного стану, що базується на детермінованій інформаційній моделі та нечіткій моделі. Метод дозволяє контролювати технічний стан опор і озброєння шарошкових доліт у реальному масштабі часу за умов інформаційної невизначеності процесу буріння свердловини.

Технологічний процес буріння розглянуто як складну нелінійну систему з великою кількістю входів і виходів. Показано нове вирішення проблеми моделювання процесу поглиблення свердловин.

Розглянуто метод визначення оптимальних параметрів налаштування ПІД-регулятора системи антипомпажного регулювання і захисту компресора газоперекачуючого агрегату докачуючої компресорної станції підземного сховища газу.

Розглянуто розробку інтелектуального мікропроцесорного пристрою, що базується на нечіткій логіці, призначеного для автоматизованого контролю технічного стану породоруйнівного інструменту в реальному масштабі часу.

Розглянуто метод визначення оптимальних параметрів налаштування ПІД-регулятора системи антипомпажного регулювання і захисту компресора газоперекачуючого агрегату докачуючої компресорної станції підземного сховища газу.

Проаналізовано системи моніторингу за об'єктами буріння свердловин, видобування і підготовки нафти, газу та газового конденсату, транспортування, зберігання і розподілу нафти та газу й екологічного моніторингу даних об'єктів. Наведено результати декомпозиції єдиної системи моніторингу за даними об'єктами нафтогазової галузі на ряд задач меншої розмірності та математичні моделі. Запропоновано моделі для прийняття рішень щодо організації моніторингу за різними методами з урахуванням вимог нових стандартів і нормативно-технічних документів.

Розглянуто актуальну науково-прикладну задачу розробляння методу автоматичного антипомпажного регулювання та захисту відцентрового нагнітача дотискувальної компресорної станції підземного сховища газу на ДКС "Більче-Волиця".

Розглянуто взаємозв'язки основних показників ефективності процесу буріння із переміщенням долота на вибої свердловини, яке контролюється переміщенням у верхнього кінця колони бурильних труб. Показано зв'язки проходки долота із завданнями виставляння контролю і оптимізації процесу буріння свердління.

На базі математичного опису фізичних процесів відпрацювання шарошкових доліт розроблено теоретичні засади оперативного контролю буримості гірських порід, які включають узагальнену математичну модель буримості в просторі станів, динамічну інформаційну модель, метод визначення базових значень показників буримості. Запропоновано використання безконтактного автоматизованого контролю буримості, що дозволить врахувати збурення в системі оптимального керування процесом буріння, збільшити ресурс доліт, скоротити кількість аварій та ускладнень в процесі буріння. Запропоновано метод визначення базових значень механічної швидкості буріння, який полягає у тому, що для автоматизованого безконтактного контролю буримості гірських порід обирається та механічна швидкість, яка визначається на початку буріння алмазним або незатупленим шарошковим долотом за буріння з оптимальними параметрами режиму. Це дозволить визначати взаємозв'язки між показниками буримості з глибиною свердловини, які є базою для поточної оптимізації та вибору оптимальних режимів буріння інших свердловин, що перебувають за аналогічних умов.

Запропоновано використання показника Херста для ідентифікації в реальному часі хаосу з метою вирішення проблеми раннього виявлення розладнань нелінійних об'єктів керування на прикладі процесу буріння. Розв'язано задачу відновлення показника Херста в процесі буріння свердловини, для чого запропоновано відповідне математичне, алгоритмічне та програмне забезпечення.

Розглянуто особливості газотранспортної системи як об'єкта управління, аналітичні методи досліджень і напрямки удосконалення систем автоматизованого управління нею.

Розглянуто інформаційні моделі для сигнальної ідентифікації і контролю технічного достатку оснащення полікристалічних доліт нового покоління типу PDC, необхідні для забезпечення заданих показників точності автоматизованого контролю в основний період роботи долота і швидкодії в завершуючий період роботи долота.

Розроблено метод автоматичної ідентифікації антипомпажного регулювання і захисту відцентрового нагнітача дотискувальної компресорної станції підземного сховища газу від помпажу, що надає змогу скоротити час на виявлення коливань у проточній частині компресора шляхом визначення координат робочої точки відцентрового нагнітача в системі координат "політропний напір - об'ємна витрата", або "ступінь стиснення газу - масова витрата" та врахування досвіду експертів і експериментальних даних. Запропоновано метод автоматичного захисту відцентрового нагнітача від помпажу в робочому режимі компресора, який грунтується на інформації про комплекс параметрів, за допомогою яких визначається поточне значення віддаленості координат робочої точки нагнітача від заданої величини, а також мінімальне значення віддаленості, яке далі використовується як поточне. По відношенню до нього розраховується сигнал розузгодження у ході керування органами керування і у разі здійсненя антипомпажного регулювання. Цим забезпечується надійний захист відцентрового нагнітача від раптового виникнення помпажу за швидкодіючих збурень, або флуктуацій газового потоку за умови незмінності заданої межі помпажу.

Розроблено метод контролю за витоками і несанкціонованими відборами нафти з магістральних нафтопроводів. Розглянуто задачу створення на базі методів нечіткої логіки моделі контролю несанкціонованого відбору нафти з магістрального нафтопроводу, яка враховувала б різні режими експлуатації, нелінійний характер діаграми тисків і витрат, а також скорочувала б час оброблення одержаної інформації. Розроблено алгоритмічне і програмне забезпечення для нижнього рівня автоматизованої системи контролю технічного стану магістрального нафтопроводу шляхом подальшого розвитку алгоритмів визначення місця і часу несанкціонованих відборів нафти на основі запропонованої логіко-лінгвістичної моделі, що забезпечує визначення місця витікань і несанкціонованих відборів нафти з магістрального нафтопроводу. Основні результати, які одержані, застосовані на підприємстві ВАТ "Укртранснафта" (філія ППДМН ЛРНУ м. Лисичанськ) і в навчальному процесі на кафедрі "Автоматизації технологічних процесів і моніторингу в екології" ІФНТУНГ.

Здійснено структурно-параметричну оптимізацію підсистеми дискретного антипомпажного регулювання відцентрового нагнітача газоперекачувального агрегату дотискувальної компресорної станції підземного сховища газу (ВН ГПА ДКС ПСГ). Враховуючи, що ВН ГПА ДКС практично є об'єктом другого порядку без запізнення, конфузор - безінерційною ланкою, а виконавчий механізм - аперіодичною ланкою першого порядку, запропоновано використати ПІД-регулятор. Для визначення параметрів налаштування ПІД-регулятора скористались методом Ціглера-Нікольса в математичному редакторі Mathcad і певними співвідношеннями для даної системи. У результаті одержано параметри налаштування ПІД-регулятора. Розроблена система антипомпажного регулювання впроваджена на ДКС ПСГ "Більче-Волиця". Показано, що у ході дискретного антипомпажного регулювання система фіксує виникнення помпажу і форсовано відкриває антипомпажний клапан. Після стабілізації і зникнення помпажних коливань антипомпажний клапан автоматично закривається. У разі повторного виникнення помпажу система повторно здійснює форсоване відкриття антипомпажного клапана.

Розроблено метод автоматизації процесу керування бурінням свердловин шляхом введення до блоку автоматизованого керування насосними агрегатами додаткового алгоритму оптимізації. Алгоритм реалізує можливість адаптивного керування у функції не тільки осьової сили на долоті та швидкості обертання, але й витрати бурового розчину, тобто надає змогу здійснити перехід до інтелектуальної системи керування нового покоління з гнучкими процедурами прийняття рішень, які дозволяють усунути вплив таких збурюючих впливів як обвали, осипання, зашламування затрубного простору свердловин, прихоплення та ін. З урахуванням того, що в перспективі очікується широке використання бурових установок з регульованою продуктивністю бурових насосів, розглянуто задачу оптимізації керування процесом буріння для цього випадку. Запропоновано механічну швидкість буріння подати як функцію, яка залежить від відносного зносу долота і об'ємної концентрації вибуреної породи в промивальній рідині, коли керувальні дії незмінні. З урахуванням передумови, що швидкість відносного зносу озброєння долота не залежить від ступеня очищення вибою, а також відсутня фільтрація бурового розчину через вибій і стінки свердловини, одержано додаткове рівняння механічної швидкості для математичної моделі процесу буріння. Визначено граничні умови і обмеження на процес. Задачу оптимізації вирішено з використанням принципу максимуму Л. С. Понтрягина. Розроблена методика надає змогу визначати оптимальну програму поглиблення свердловини з урахуванням технологічних обмежень і можливостей бурового обладнання у разі регулювання продуктивності бурових насосів.