RU96675U1

RU96675U1 - INFORMATION MANAGING ANALYTICAL SYSTEM OF COMPLEX OPTIMIZATION OF TECHNOLOGICAL MODES OF WELLS

Info

Publication number: RU96675U1
Application number: RU2010111825/22U
Authority: RU
Inventors: Дмитрий Захарович Авязов; Александр Александрович Андреев; Николай Сергеевич Богомолов; Вячеслав Валентинович Бочарников; Павел Петрович Замосковин; Владимир Васильевич Кожакин; Сергей Анатольевич Михайленко; Александр Павлович Невшупа; Дмитрий Владимирович Пономаренко; Виталий Евгеньевич Родованов
Priority date: 2010-03-26
Filing date: 2010-03-26
Publication date: 2010-08-10

Abstract

Информационно-управляющая аналитическая система комплексной оптимизации технологических режимов скважин, содержащая блок диагностирования сигналов датчиков промысла, связанный своими основными входами с датчиками давления, температуры и расхода скважин, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления скважин, а также с датчиками температуры, давления и расхода газоконденсатопровода, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления газоконденсатопровода, блок анализа состояния технологического процесса, связанный своими основными входами с АРМ администратора, выходом блока диагностирования сигналов датчиков промысла, с первым основным выходом АРМ диспетчерской службы и первым основным выходом блока ведения и формирования архива событий, второй основной выход которого связан с первым входом АРМ диспетчерской службы, блок отображения состояния технологического процесса и системы, связанный входом с основным выходом блока анализа состояния технологического процесса, а первым основным выходом - со вторым входом АРМ диспетчерской службы, второй основной выход которого связан с основным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода, выход которого связан с входом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам, основные выходы которого связаны соответственно с входом блока ведения и формирования архива событий и основным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами скважин, а также АРМ геологической службы, связанный своими основными входами соответст An information management analytical system for the comprehensive optimization of technological regimes of wells, containing a block for diagnosing signals from field sensors connected to its main inputs with sensors for pressure, temperature and flow rate, sensors for discrete signals of the state of shutoff valves, communication and control modes for wells, as well as temperature sensors, pressure and flow rate of the gas condensate pipeline, sensors of discrete signals of the state of valves, communication and control modes of the gas condensate pipeline, a process state analysis lock associated with its main inputs with the administrator’s workstation, the output of the field sensor diagnostics unit, the first main output of the dispatching workstation and the first main output of the event logging and generation archive, the second main output of which is connected to the first input of the dispatching workstation , a unit for displaying the state of the process and system associated with the input to the main output of the unit for analyzing the state of the process, and the first main output - with the second input of the dispatch service workstation, the second main output of which is connected to the main input of the gas condensate pipeline productivity change calculation unit, the output of which is connected to the input of the calculated impact distribution unit for wells, the main outputs of which are connected respectively to the input of the maintenance and formation of the event archive and the main the input of the set point issuing and control unit for the actuating devices of the wells, as well as the workstation of the geological service, connected by its main inputs, respectively

Description

Полезная модель относится к вычислительной, информационно-измерительной технике и может быть использована в газодобывающей, нефтедобывающей и других областях промышленности для снижения нестабильности, повышении точности стабилизации давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, безгидратном режиме поставки газожидкостной смеси на переработку оптимизации режимов работы скважин, повышении надежности регулирования и сокращении непроизводительных затрат на добычу.The utility model relates to computing, information and measurement technology and can be used in gas, oil and other industries to reduce instability, improve the accuracy of stabilization of the pressure of the gas-liquid mixture at the inlet of the processing plant, the non-hydrate mode of supply of the gas-liquid mixture for processing optimization of well operation modes, increase reliability of regulation and reduction of unproductive production costs.

Известна информационно-аналитическая система мониторинга объектов промысла (полезная модель №62720), содержащая датчики промысловых объектов, главную ЭВМ промысла, штатные инженерные станции, сервер базы данных, а также автоматизированное рабочее место оператора. Недостатком этой системы является отсутствие возможности управления промысловыми объектами в автоматическом режиме с целью обеспечения заданного расхода газожидкостной смеси промысловых скважин на входе перерабатывающего предприятия.A well-known information-analytical system for monitoring fishing facilities (utility model No. 62720) containing sensors of fishing facilities, the main computer of the field, full-time engineering stations, a database server, as well as an automated workstation of the operator. The disadvantage of this system is the lack of the ability to control field facilities in automatic mode in order to ensure a given flow rate of a gas-liquid mixture of field wells at the inlet of the processing plant.

Известна также информационно-управляющая система стабилизации давления газожидкостной смеси (полезная модель №58746). Она включает промысловые объекты (скважины, трубопроводы), блок конфигурационных параметров, технологическую базу данных штатной SCADA-системы, диспетчерский пункт наблюдения за технологическим процессом, блок регистрации производимых изменений, блок информационно-управляющей системы считывания данных, блок анализа изменения промысловой ситуации и принятия решений, блок расчета изменений производительности, блок распределений рассчитанных воздействий, блок выдачи управляющих воздействий, блок регистрации технологического процесса и истории событий, поток данных с датчиков промысловых объектов (сигналы и измеренные значения).Also known is the information-control system for stabilizing the pressure of a gas-liquid mixture (utility model No. 58746). It includes field facilities (wells, pipelines), a block of configuration parameters, a technological database of a full-time SCADA system, a control room for monitoring the technological process, a unit for recording changes made, an information and control system for reading data, a unit for analyzing changes in the fishing situation and making decisions , unit for calculating changes in productivity, unit for distributions of calculated actions, unit for issuing control actions, unit for recording a process Event history data stream from commercial items sensors (signals and measured values).

Информационно-управляющая система стабилизации давления газожидкостной смеси по полезной модели №58746 предназначена для выработки управляющих воздействий для стабилизации давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия и обеспечения оптимальной нагрузки при соблюдении технологических регламентов и принята авторами за прототип.The information-control system for stabilizing the pressure of a gas-liquid mixture according to utility model No. 58746 is designed to generate control actions for stabilizing the pressure of a gas-liquid mixture at the inlet of a processing plant and to ensure optimal load while observing technological regulations and was adopted by the authors as a prototype.

В реальных условиях эксплуатации скважины промысла рассредоточены, протяженность газоконденсатопроводов промысла составляет десятки километров, при этом система стабилизации давления газожидкостной смеси в трубопроводе обладает большой постоянной времени в результате чего информационно-управляющая система стабилизации давления газожидкостной смеси имеет высокую нестабильность давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, что приводит к существенным затратам при переработке газового конденсата.In actual operating conditions, the wells are dispersed, the length of the gas condensate pipelines of the field is tens of kilometers, while the gas-liquid mixture pressure stabilization system in the pipeline has a large time constant, as a result of which the gas-liquid mixture pressure stabilization information and control system has a high gas-liquid mixture pressure stability at the inlet of the processing plant, which leads to significant costs in the processing of gas condensate.

В информационно-управляющей системе стабилизации давления газожидкостной смеси по прототипу отсутствует возможность автоматического уточнения доступных для управления скважин с учетом максимально допустимого давления в трубопроводе каждой скважины, корректировки диапазонов производительности скважин с АРМ геологической службы и разрешения автоматического изменения их производительности, что не позволяет определять дополнительные запасы производительности и приводит к большим запаздываниям в цепи регулирования и соответственно к большой нестабильности давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, которая в ряде случаев достигает нескольких процентов. Кроме того, система по прототипу не позволяет формировать упреждающие воздействия изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме. При таких способах регулирования возможны аварийные ситуации, когда значение давления на скважинах достигает критического значения, что не допустимо для опасных производственных процессов. Кроме того в информационно-управляющей системе стабилизации давления газожидкостной смеси по прототипу отсутствует возможность автоматического изменения температурного режима подогревателей скважин, учитывающее изменение производительности скважин, что не позволяет достичь стабильного температурного режима газожидкостной смеси на входе газоконденсатопровода и приводит к гидратообразованию газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия и, соответственно, к неуправляемым колебаниям давления.In the information-control system for stabilizing the pressure of a gas-liquid mixture according to the prototype, there is no possibility of automatically updating the wells available for control, taking into account the maximum allowable pressure in the pipeline of each well, adjusting the productivity ranges of wells from the workstation of the geological service and allowing automatic changes in their productivity, which does not allow determining additional reserves performance and leads to large delays in the control circuit and, accordingly of instability to high pressure gas-liquid mixture at the inlet of the processing company, which in some cases reaches several percent. In addition, the prototype system does not allow the formation of anticipatory effects of changes in the productivity of the gas condensate pipeline in automatic mode. With such control methods, emergency situations are possible when the pressure value at the wells reaches a critical value, which is not permissible for hazardous production processes. In addition, in the information-control system for stabilizing the pressure of the gas-liquid mixture according to the prototype, it is not possible to automatically change the temperature regime of the well heaters, taking into account the change in the productivity of the wells, which does not allow to achieve a stable temperature regime of the gas-liquid mixture at the inlet of the gas condensate pipeline and leads to hydrate formation of the gas-liquid mixture at the inlet of the processing plant and , accordingly, to uncontrolled pressure fluctuations.

Задача, на решение которой направлено заявленное техническое решение, заключается в снижении нестабильности и повышении точности стабилизации давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, оптимизации режимов работы скважин, повышении надежности регулирования, что позволяет сократить непроизводительные затраты на добычу и увеличить межремонтный период работы скважин.The problem to which the claimed technical solution is directed is to reduce the instability and increase the accuracy of stabilization of the pressure of the gas-liquid mixture at the inlet of the processing plant, optimize the operating modes of the wells, increase the reliability of regulation, which allows to reduce unproductive production costs and increase the overhaul period of the wells.

Данная задача достигается за счет того, что в информационно-управляющую аналитическую систему комплексной оптимизации технологических режимов скважин, содержащую блок диагностирования сигналов датчиков промысла, связанный своими основными входами с датчиками давления, температуры и расхода скважин, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления скважин, а также с датчиками температуры, давления и расхода газоконденсатопровода, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления газоконденсатопровода, блок анализа состояния технологического процесса, связанный своими основными входами с АРМ администратора, выходом блока диагностирования сигналов датчиков промысла, с первым основным выходом АРМ диспетчерской службы и первым основным выходом блока ведения и формирования архива событий, второй основной выход которого связан с первым входом АРМ диспетчерской службы, блок отображения состояния технологического процесса и системы, связанный входом с основным выходом блока анализа состояния технологического процесса, а первым основным выходом - со вторым входом АРМ диспетчерской службы, второй основной выход которого связан с основным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода, выход которого связан с входом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам, основные выходы которого связаны соответственно с входом блока ведения и формирования архива событий и основным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами скважин, а также АРМ геологической службы, связанный своими основными входами соответственно с вторым выходом блока отображения состояния технологического процесса и системы и третьим выходом блока ведения и формирования архива событий, дополнительно введены блок памяти параметров скважин, блок памяти параметров газоконденсатопровода, блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах, блок определения скважин доступных для автоматического управления, сумматор общего расхода скважин, блок вычисления скорости изменения давления, блок вычисления направления изменения давления, блок формирования управляющих сигналов, блок корректировки диапазонов производительности скважин, блок вычисления минимальных и максимальных запасов производительности, сумматор общего расхода скважин, доступных для управления, а также блок разрешения изменения производительности газоконденсатопровода. АРМ диспетчерской службы снабжен четырьмя дополнительными выходами, каждый из которых связан соответственно с входом блока памяти параметров скважин, с входом блока памяти параметров газоконденсатопровода, с первым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления и первым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода. Выход блока памяти параметров скважин связан с первым дополнительным входом блока диагностирования сигналов датчиков промысла, второй дополнительный вход которого связан с первым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода. Первый и второй выходы АРМ геологической службы связаны соответственно с первым входом блока корректировки диапазонов производительности скважин и вторым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления. Третий вход блока определения скважин, доступных для автоматического управления связан с первым дополнительным выходом блока анализа состояния технологического процесса. Второй дополнительный выход блока анализа состояния технологического процесса параллельно соединен с входом сумматора общего расхода скважин и первым входом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности. Второй вход блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности связан с первым выходом блока корректировки диапазонов производительности скважин. Второй вход блока корректировки диапазонов производительности скважин связан с - выходом блока определения скважин, доступных для автоматического управления, а второй выход - с входом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления. Выход сумматора общего расхода скважин параллельно подключен к входу блока вычисления направления изменения давления и к первому входу блока вычисления скорости изменения давления. Второй вход блока вычисления скорости изменения давления связан с вторым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода. Первый и второй входы блока формирования управляющих сигналов связан с выходом блока вычисления скорости изменения давления и выходом блока вычисления направления изменения давления, а выход - со вторым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода. Третий и четвертый входы блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода связаны соответственно с выходом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности и выходом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления. Выход блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода связан с дополнительным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода. Блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах своим входом связан с дополнительным выходом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам, а выход - с дополнительным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами.This task is achieved due to the fact that the information and control analytical system for the comprehensive optimization of technological modes of wells, which contains a block for diagnosing signals from field sensors connected to its main inputs with sensors for pressure, temperature and flow rate of wells, sensors for discrete signals of the state of shutoff valves, communications and modes well control, as well as with temperature, pressure and gas condensate flow sensors, discrete sensors of valves status, valves control modes of the gas condensate pipeline, a unit for analyzing the state of the process associated with its main inputs with the administrator's workstation, the output of the field sensor diagnostics unit, the first main output of the dispatching workstation and the first main output of the event logging and generation unit, the second main output of which is connected to the first the input of the workstation of the dispatching service, the display unit of the state of the technological process and the system, connected by the input to the main output of the state analysis unit technological process, and the first main output - with the second input of the workstation of the dispatch service, the second main output of which is connected to the main input of the unit for calculating the change in gas condensate pipeline productivity, the output of which is connected to the input of the calculated impact distribution unit for wells, the main outputs of which are connected respectively to the input of the maintenance unit and the formation of the archive of events and the main input of the unit for issuing setpoints and controlling actuating devices of wells, as well as the workstation of the geological service, with knitted by its main inputs, respectively, with the second output of the process and system status display unit and the third output of the event logging and generation unit, an additional well parameters memory block, a gas condensate pipeline memory block, a temperature change unit for heaters in the wells, and a well determination unit are available for automatic control, total well flow totalizer, pressure change rate calculation unit, direction calculation unit, and Menenius pressure unit generating control signals, power adjustment ranges wells performance calculating unit the minimum and maximum inventory capacity, the total flow adder wells available for control, and also permits changing unit gazokondensatoprovoda performance. The workstation of the dispatching service is equipped with four additional outputs, each of which is connected respectively to the input of the well parameters memory block, to the input of the gas condensate parameters memory block, to the first input of the wells detection block, which are available for automatic control and the first input of the resolution block for changing the gas condensate productivity. The output of the well parameters memory block is connected to the first additional input of the field sensor diagnostics block, the second additional input of which is connected to the first output of the gas condensate pipeline parameters memory block. The first and second outputs of the workstation of the geological service are associated respectively with the first input of the unit for adjusting the ranges of well productivity and the second input of the unit for determining wells that are available for automatic control. The third input of the unit for determining the wells available for automatic control is associated with the first additional output of the unit for analyzing the state of the process. The second additional output of the process state analysis unit is connected in parallel with the input of the total well flow adder and the first input of the minimum and maximum production margin calculation unit. The second input of the unit for calculating the minimum and maximum reserves of productivity is associated with the first output of the unit for adjusting the ranges of well productivity. The second input of the unit for adjusting the ranges of well productivity is associated with the output of the unit for determining wells that are available for automatic control, and the second output is with the input of the adder of the total flow of wells available for control. The output of the total well flow adder is connected in parallel to the input of the pressure change direction calculation unit and to the first input of the pressure change rate calculation unit. The second input of the unit for calculating the rate of change of pressure is connected with the second output of the memory block of the parameters of the gas condensate pipeline. The first and second inputs of the control signal generation unit are connected to the output of the pressure change rate calculation unit and the output of the pressure change direction calculation unit, and the output to the second input of the gas condensate pipeline capacity change resolution block. The third and fourth inputs of the gas condensate pipeline capacity change resolution block are connected respectively to the output of the block for calculating the minimum and maximum reserves of productivity and the output of the adder for the total well flow available for control. The output of the gas condensate pipeline capacity change resolution block is connected to the additional input of the gas condensate pipeline capacity change calculation block. The unit for changing the temperature regime of heaters in wells with its input is connected to the additional output of the distribution unit of the calculated impact across the wells, and the output is connected to the additional input of the unit for issuing setpoints and controlling actuators.

Техническим результатом, обеспечиваемым приведенной совокупностью признаков, является автоматическое уточнение доступных для управления скважин с учетом максимально допустимого давления в трубопроводе каждой скважины, корректировка диапазонов производительности скважин с АРМ геологической службы, автоматическое выявление дополнительных запасов производительности, формирование упреждающих воздействий изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме, безгидратный режим поставки газожидкостной смеси на переработку, выравнивание и поддержание в автоматическом режиме заданного давления газоконденсатопровода до входа перерабатывающего предприятия, повышение надежности регулирования.The technical result provided by the given set of features is the automatic refinement of the wells available for control, taking into account the maximum allowable pressure in the pipeline of each well, the adjustment of the productivity ranges of wells with the workstation of the geological service, the automatic identification of additional production reserves, the formation of anticipatory effects of changes in the productivity of the gas condensate pipeline in automatic mode, non-hydrate gas-liquid mixture delivery mode to process, equalize and automatically maintain the set pressure of the gas condensate pipeline to the entrance of the processing plant, improving the reliability of regulation.

Структурная схема информационно-управляющей аналитической системы комплексной оптимизации технологических режимов скважин приведена на Фиг.1.The structural diagram of the information management analytical system for the integrated optimization of technological modes of wells is shown in Figure 1.

Информационно-управляющая аналитическая система комплексной оптимизации технологических режимов скважин включает блок диагностирования сигналов датчиков промысла 1, связанный своими основными входами с датчиками давления, температуры и расхода скважин 2, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления скважин 3, а также с датчиками температуры, давления и расхода газоконденсатопровода 4, датчиками дискретных сигналов состояния запорной арматуры, связи и режимов управления газоконденсатопровода 5, блок анализа состояния технологического процесса 6, связанный своими основными входами с АРМ администратора 7, выходом блока диагностирования сигналов датчиков промысла 1, с первым основным выходом АРМ диспетчерской службы 8 и первым основным выходом блока ведения и формирования архива событий 9, второй основной выход которого связан с первым входом АРМ диспетчерской службы 8, блок отображения состояния технологического процесса и системы 10, связанный входом с основным выходом блока анализа состояния технологического процесса 6, а первым основным выходом - со вторым входом АРМ диспетчерской службы 8, второй основной выход которого связан с основным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода 11, выход которого связан с входом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам 12, основные выходы которого связаны соответственно с входом блока ведения и формирования архива событий 9 и основным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами скважин 13, а также АРМ геологической службы 14, связанный своими основными входами соответственно с вторым выходом блока отображения состояния технологического процесса и системы 10 и третьим выходом блока ведения и формирования архива событий 9, отличающаяся тем, что в нее введены блок памяти параметров скважин 15, блок памяти параметров газоконденсатопровода 16, блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах 17, блок определения скважин доступных для автоматического управления 18, сумматор общего расхода скважин 19, блок вычисления скорости изменения давления 20, блок вычисления направления изменения давления 21, блок формирования управляющих сигналов 22, блок корректировки диапазонов производительности скважин 23, блок вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24, сумматор общего расхода скважин, доступных для управления 25, а также блок разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 28, при этом АРМ диспетчерской службы 8 снабжен четырьмя дополнительными выходами, каждый из которых связан соответственно с входом блока памяти параметров скважин 15, с входом блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, с первым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления 18 и первым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26, выход блока памяти параметров скважин 15 связан с первым дополнительным входом блока диагностирования сигналов датчиков промысла 1, второй дополнительный вход которого связан с первым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, первый и второй выходы АРМ геологической службы 14 связаны соответственно с первым входом блока корректировки диапазонов производительности скважин 23 и вторым входом блока определения скважин, доступных для автоматического управления 18, третий вход которого связан с первым дополнительным выходом блока анализа состояния технологического процесса 6, второй дополнительный выход которого параллельно соединен с входом сумматора общего расхода скважин 19 и первым входом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24, второй вход которого связан с первым выходом блока корректировки диапазонов производительности скважин 23, второй вход которого связан с выходом блока определения скважин, доступных для автоматического управления 18, а второй выход - с входом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления 25, выход сумматора общего расхода скважин 19 параллельно подключен к входу блока вычисления направления изменения давления 21 и к первому входу блока вычисления скорости изменения давления 20, второй вход которого связан с вторым выходом блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, первый и второй входы блока формирования управляющих сигналов 22 связан с выходом блока вычисления скорости изменения давления 20 и выходом блока вычисления направления изменения давления 21, а выход - с вторым входом блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26, третий и четвертый входы которого связаны соответственно с выходом блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24 и выходом сумматора общего расхода скважин, доступных для управления 25, выход блока разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26 связан с дополнительным входом блока расчета изменения производительности газоконденсатопровода 11, а блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах 17 своим входом связан с дополнительным выходом блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам 12, а выход - с дополнительным входом блока выдачи уставок и управления исполнительными устройствами 13. Устройство работает следующим образом.The information and control analytical system for the comprehensive optimization of technological modes of wells includes a block for diagnosing signals from field sensors 1, connected to its main inputs with sensors for pressure, temperature and flow rate 2, sensors for discrete signals of the state of shutoff valves, communication and control modes for wells 3, as well as sensors temperature, pressure and flow rate of the gas condensate pipe 4, by sensors of discrete signals of the state of shutoff valves, communication and control modes of the gas condensate pipe 5, the unit for analyzing the state of the technological process 6, connected with its main inputs to the administrator's workstation 7, the output of the diagnostics sensor signals diagnostic unit 1, the first main output of the dispatching service automated workstation 8 and the first main output of the event logging and formation unit 9, the second main output of which connected to the first input of the workstation of the dispatching service 8, the display unit of the status of the process and system 10, connected by the input to the main output of the unit for analyzing the status of the process 6, and the first the main output is with the second input of the workstation of the dispatching service 8, the second main output of which is connected to the main input of the unit for calculating the productivity of the gas condensate pipe 11, the output of which is connected to the input of the distribution unit of the calculated impact over the wells 12, the main outputs of which are connected respectively to the input of the reference unit and the formation of the archive of events 9 and the main input of the block for issuing setpoints and controlling the executive devices of the wells 13, as well as the workstation of the geological service 14, which is connected with its main and inputs, respectively, with the second output of the display unit of the state of the technological process and the system 10 and the third output of the unit for maintaining and generating the archive of events 9, characterized in that a memory block of the parameters of the wells 15, a memory block of the parameters of the gas condensate pipe 16, a block for changing the temperature regime of the heaters wells 17, a unit for determining wells available for automatic control 18, an adder for the total flow of wells 19, a unit for calculating the rate of change of pressure 20, a unit for calculating the direction and pressure changes 21, a block for generating control signals 22, a block for adjusting the ranges of well productivity 23, a unit for calculating the minimum and maximum reserves of productivity 24, an adder for the total flow of wells available for control 25, and also a block for permitting changes in the productivity of the gas condensate pipe 28, while the dispatching workstation has an AWP 8 is equipped with four additional outputs, each of which is connected respectively to the input of the well parameter memory 15, to the input of the gas densitrovod 16, with the first input of the unit for determining wells that are available for automatic control 18 and the first input of the unit for permitting the change of gas condensate 26, the output of the memory block of parameters of the wells 15 is connected to the first additional input of the diagnostic unit signals of the sensors 1, the second additional input of which is connected with the first the output of the memory block of the parameters of the gas condensate pipeline 16, the first and second outputs of the workstation of the geological service 14 are connected respectively with the first input of the corrector identification of the well productivity ranges 23 and the second input of the well detection unit available for automatic control 18, the third input of which is connected to the first additional output of the process state analysis unit 6, the second additional output of which is connected in parallel with the input of the total well flow adder 19 and the first input of the block calculating the minimum and maximum reserves of productivity 24, the second input of which is connected with the first output of the adjustment unit for the ranges of performance of SLE jin 23, the second input of which is connected to the output of the unit for determining the wells available for automatic control 18, and the second output is connected to the input of the adder of the total flow of wells available for control 25, the output of the adder of the total flow of wells 19 is parallelly connected to the input of the unit for calculating the direction of pressure change 21 and to the first input of the pressure change rate calculation unit 20, the second input of which is connected to the second output of the gas condensate piping memory unit 16, the first and second inputs of the control signal generation unit the catch 22 is associated with the output of the unit for calculating the rate of change of pressure 20 and the output of the unit for calculating the direction of change of pressure 21, and the output with the second input of the unit for permitting the change in the capacity of the gas condensate pipe 26, the third and fourth inputs of which are associated with the output of the unit for calculating the minimum and maximum reserves of productivity 24 and the output of the adder total flow of wells available for control 25, the output of the block permit resolution of the productivity of the gas condensate pipe 26 is associated with the input of the unit for calculating the change in the productivity of the gas condensate pipeline 11, and the unit for changing the temperature regime of the heaters in the wells 17 is connected by its input to the additional output of the calculated impact distribution unit for wells 12, and the output to the additional input of the set point issuing and control unit for executive devices 13. The device operates as follows way.

Сигналы с выходов полевых датчиков 2, 3 скважин и 4, 5 газоконденсатопровода сравниваются в блоке диагностирования сигналов датчиков промысла 1 с параметрами (допустимый диапазон, максимальные значения и др.), поступающими соответственно с блоков памяти параметров скважин 15 и блока памяти параметров газоконденсатопровода 16. Поток данных после диагностики поступает на вход блока анализа состояния технологического процесса 6, на другие входы которого поступают конфигурационные параметры системы с АРМ администратора 7, уставки для управления газоконденсатопроводом с АРМ диспетчерской службы 8 и с блока ведения и формирования архива событий 9 данные о предыдущих состояниях системы. Далее через блок отображения состояния технологического процессов и системы 10 происходит визуализация параметров для их отображения на АРМ диспетчерской службы 8 и АРМ геологической службы 14. С дополнительного выхода блока анализа состояния технологического процесса 6, данные о состоянии скважин, поступают в блок определения скважин, доступных для автоматического управления 18, где при сравнении с уставками с АРМ диспетчерской службы 8 и АРМ геологической службы 14 определяются скважины, которыми может управлять система в автоматическом режиме (например, состояние запорной арматуры, наличие дистанционного доступа для управления). В результате автоматически уточняются доступные для управления скважины.The signals from the outputs of field sensors 2, 3 wells and 4, 5 of the gas condensate pipeline are compared in the block for diagnosing the signals of field sensors 1 with the parameters (allowable range, maximum values, etc.) coming from the memory blocks of the parameters of the wells 15 and the memory block of the parameters of the gas condensate 16. After diagnosis, the data stream is fed to the input of the process analysis unit 6, to the other inputs of which the system configuration parameters are received from the administrator's workstation 7, settings for control I have a gas condensate line with AWP of the dispatching service 8 and data on previous states of the system from the unit for maintaining and forming the archive of events 9. Next, through the display unit of the state of technological processes and system 10, the parameters are visualized for displaying them on the workstation of the dispatching service 8 and the workstation of the geological service 14. From the additional output of the process status analysis unit 6, data on the state of the wells are sent to the unit for determining wells available for automatic control 18, where when compared with the settings with the workstation of the dispatching service 8 and the workstation of the geological service 14, wells are determined that the system can control in automatic mode (for example, the state of valves, the presence of remote access for control). As a result, the wells available for control are automatically updated.

В блоке корректировки диапазонов производительности скважин 23 происходит изменение диапазонов производительности на основе уставок, выдаваемых с АРМ геологической службы 14, для скважин, доступных для автоматического управления (например, для скважин, у которых значение устьевого давления находится ниже заданного значения, автоматически уменьшается верхняя граница производительности, также, если в результате этого текущий расход скважины оказался выше верхней границы производительности, то он автоматически уменьшается до величины новой верхней границы производительности).In the block for adjusting the productivity ranges of wells 23, the performance ranges are changed based on the settings issued from the workstation of the geological service 14 for wells that are available for automatic control (for example, for wells where the wellhead pressure is below a predetermined value, the upper productivity limit is automatically reduced , also, if as a result of this the current flow rate of the well turned out to be higher than the upper productivity limit, then it automatically decreases to n new upper bound of productivity).

Суммарное значение расхода скважин, доступных для управления, с выхода блока 25 поступает в блок разрешения изменения производительности газоконденсатопровода 26. Скорректированные диапазоны производительности скважин, доступных для автоматического управления, с блока 23 поступают в блок 24 вместе с потоком данных с блока анализа состояния технологического процесса 6, где автоматически происходит вычисление минимальных и максимальных запасов производительности газоконденсатопровода в целом, в диапазоне которых может оперировать система.The total value of the flow rate of wells available for control from the output of block 25 goes to the block for permitting changes in the productivity of the gas condensate pipeline 26. The adjusted ranges of the productivity of wells available for automatic control from block 23 go to block 24 along with the data stream from the block for analyzing the state of the process 6 where the calculation of the minimum and maximum reserves of the gas condensate pipeline productivity as a whole takes place automatically, in the range of which the system can operate ma

Расход всех работающих скважин, с выхода блока 6, суммируется в блоке 19. В блоке 20 и 21 соответственно производятся вычисления скорости изменения давления и направления изменения давления, на основании которых в блоке формирования управляющих сигналов 22 формируются управляющие сигналы на изменение производительности газоконденсатопровода, поступающие на вход блока 26. Скорость изменения давления по модулю за один цикл работы системы является коэффициентом увеличения рассчитанного изменения производительности, данный коэффициент вычисляется с учетом параметров, поступающих с блока памяти параметров газоконденсатопровода 16, которые поступают в него из АРМ диспетчерской службы 8. В результате формируются упреждающие воздействия изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме и снижается запаздывание в цепи регулирования и соответственно уменьшается нестабильность давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия. В блоке 21 вычисляется направление изменения давления. Так при росте давления формируется управляющий сигнал на уменьшение общей производительности газоконденсатопровода в блоке 22, а при падении - на увеличение общей производительности газоконденсатопровода.The flow rate of all working wells from the output of block 6 is summed up in block 19. In block 20 and 21, respectively, the pressure change rate and the direction of pressure change are calculated, based on which control signals for changing the gas condensate pipeline productivity are generated in the control signal generation block 22 block input 26. The rate of change of pressure modulo for one cycle of the system is the coefficient of increase in the calculated change in performance, this coefficient is calculated taking into account the parameters coming from the memory block of the gas condensate pipeline parameters 16, which enter it from the workstation of the dispatching service 8. As a result, pre-emptive effects of changes in the gas condensate pipeline productivity in automatic mode are formed and the delay in the control circuit is reduced and, accordingly, the pressure instability of the gas-liquid mixture at the inlet of the processing decreases enterprises. In block 21, the direction of pressure change is calculated. So, with increasing pressure, a control signal is generated to reduce the total capacity of the gas condensate pipeline in block 22, and if it drops, to increase the overall performance of the gas condensate pipe.

В блоке 26 формируется сигнал разрешения изменения производительности газоконденсатопровода с учетом управляющих сигналов с блока 22, запасов производительности газоконденсатопровода с выходов блока вычисления минимальных и максимальных запасов производительности 24, общего расхода скважин с блока 25 и уставок, поступающих с АРМ диспетчерской службы 8. На основании разрешений, поступающих с блока 26, в блоке 11 производится расчет изменения производительности газоконденсатопровода. На выходе блока 11 рассчитывается изменение производительности газоконденсатопровода. Так при росте давления уменьшается производительность газоконденсатопровода пропорционально величине скорости изменения давления, а при снижении давления - на увеличение пропорционально величине скорости изменения давления, с учетом запасов производительности и величины общего расхода.In block 26, a signal for permitting a change in the gas condensate pipeline productivity is formed taking into account control signals from block 22, gas condensate pipeline reserves from the outputs of the unit for calculating the minimum and maximum reserves of productivity 24, the total flow of wells from block 25, and the settings received from the workstation AWS 8. Based on permissions coming from block 26, in block 11 calculates the change in the productivity of the gas condensate pipeline. At the output of block 11, the change in the capacity of the gas condensate pipeline is calculated. So, with increasing pressure, the productivity of the gas condensate pipeline decreases in proportion to the value of the rate of change of pressure, and when the pressure decreases, it increases by proportional to the value of the rate of change of pressure, taking into account the capacity reserves and the total flow rate.

Рассчитанная в блоке 11 величина воздействия для изменения производительности газоконденсатопровода поступает на вход блока распределения рассчитанного воздействия по скважинам 12, в котором вычисляются новые уставки расхода для каждой скважины, доступной для автоматического управления, которые затем передаются в блоки выдачи уставок и управления исполнительными устройствами 13, для тех скважин, на которых изменилась уставка расхода. В результате новых выданных уставок изменяется расход скважин, поддерживая заданное давление газожидкостной смеси в газоконденсатопроводе. Кроме этого, с блока 12 новые уставки передаются в блок ведения и формирования архива событий 9 для визуализации произведенных изменений на АРМ диспетчерской службы 8 и АРМ геологической службы 14. Одновременно с этим с блока 12 дополнительно новые уставки по скважинам передаются в блок изменения температурного режима подогревателей на скважинах 17, с которого вычисленные новые режимы подогревателей также передаются в блоки выдачи уставок и управления исполнительными устройствами 13, для скважин с новыми рассчитанными температурными режимами. Таким образом, обеспечивается стабилизация температурного режима в газоконденсатопроводе, в результате чего достигается безгидратный режим транспортировки газожидкостной смеси и, соответственно, исключается неконтролируемое колебание давления газожидкостной смеси в газоконденсатопроводе.The magnitude of the impact calculated in block 11 for changing the gas condensate pipeline’s output is fed to the input of the calculated impact distribution block for wells 12, in which new flow rates for each well, which are available for automatic control, are calculated, which are then transmitted to the settings and control units 13, for those wells on which the set flow rate has changed. As a result of the new issued setpoints, the flow rate of the wells changes, maintaining the specified pressure of the gas-liquid mixture in the gas condensate pipeline. In addition, from block 12, the new settings are transferred to the unit for maintaining and generating the archive of events 9 to visualize the changes made to the workstation of the dispatching service 8 and the workstation of the geological service 14. At the same time, from block 12, additional new settings for the wells are transferred to the block for changing the temperature regime of the heaters in wells 17, from which the calculated new modes of heaters are also transmitted to the blocks for issuing setpoints and controlling actuators 13, for wells with new calculated temperature conditions mi Thus, stabilization of the temperature regime in the gas condensate pipe is ensured, as a result of which a non-hydrate mode of transportation of the gas-liquid mixture is achieved and, accordingly, uncontrolled pressure fluctuation of the gas-liquid mixture in the gas condensate pipe is excluded.

Пример практического применения информационно-управляющей аналитической системы комплексной оптимизации технологических режимов скважин.An example of the practical application of the information management analytical system for the comprehensive optimization of technological modes of wells.

Система имеет возможность подключения для управления до 1000 скважин.The system has the ability to connect to control up to 1000 wells.

Система в реальном масштабе времени считывает данные с выходов локальных средств автоматики, с выходов которых считываются данные с датчиков скважин и газоконденсатопровода и на которые выдаются управляющие воздействия по управлению расходом и температурными режимами скважин. Локальные средства автоматики выполнены на промышленных контроллерах Quantum фирмы Schneider Electric, с резервируемыми процессорами с разветвленной системой ввода/вывода (64000 линий), объем памяти 2 Мбайт, усовершенствованными процессорными устройствами на основе микросхем Intel. Характеристика модулей контроллера: ЦПУ 5×86, тактовая частота 133 МГц, ОЗУ - 4 Мб, ПЗУ (flash) - 1 Мб, время обработки логики (не менее) 0.09 мс/к, поддержка сопроцессора. В контроллерах использованы модули аналогового ввода/вывода со стандартными сигналами 0-10V, ±10V, 0-5V, ±5V, а также модули дискретного ввода/вывода с 32 изолированными входами ~115V и 16 изолированными выходами ~24-48V.The system in real time reads data from the outputs of local automation equipment, from the outputs of which data are read from the sensors of the wells and the gas condensate pipeline and to which control actions are issued to control the flow and temperature conditions of the wells. Local automation facilities are based on Schneider Electric's Quantum industrial controllers, with redundant processors with an extensive input / output system (64,000 lines), 2 MB memory, and advanced processor devices based on Intel chips. Characteristics of controller modules: CPU 5 × 86, clock frequency 133 MHz, RAM - 4 MB, ROM (flash) - 1 MB, logic processing time (at least) 0.09 ms / k, coprocessor support. The controllers used analog input / output modules with standard signals 0-10V, ± 10V, 0-5V, ± 5V, as well as discrete input / output modules with 32 isolated ~ 115V inputs and 16 isolated ~ 24-48V outputs.

Система функционирует на следующих технических средствах фирмы Sun Microsystems: серверы Sun Fire V240 (количество процессоров - 2; тип процессора - UltraSPARC IIIi; тактовая частота процессора - 1 ГГц; объем оперативной памяти - 1 ГБ RAM; жесткий диск - 80 ГБ; объем кеш-памяти 2-го уровня - 1 МБ; количество PCI слотов - 3; сетевые интерфейсы - 4×10/100/1000 BaseT Ethernet портов и 1×l0 BaseT порт сетевого управления; порты ввода/вывода - 1 последовательный порт, 1 порт сетевого управления, 2 порт USB, 1 порт Ultra 160 SCSI; количество жестких дисков 2; удаленное управление - ALOM; количество источников питания - 2; дисковод -DVDLW; графическая карта - XVR100) и рабочие станции Sun Ultra 25 (частота процессора - 1.34 ГГц; тип процессора - UltraSPARC IIIi; объем оперативной памяти - 1ГБ RAM; жесткий диск - 80ГБ; сетевые интерфейсы -2×1000 Ethernet; дисковод - DVDLW; графическая карта - XVR100).The system operates on the following Sun Microsystems hardware: Sun Fire V240 servers (number of processors - 2; processor type - UltraSPARC IIIi; processor clock speed - 1 GHz; RAM capacity - 1 GB RAM; hard drive - 80 GB; cache size - memory of the 2nd level - 1 MB; the number of PCI slots - 3; network interfaces - 4 × 10/100/1000 BaseT Ethernet ports and 1 × l0 BaseT network management port; input / output ports - 1 serial port, 1 network management port , 2 USB port, 1 Ultra 160 SCSI port; number of hard drives 2; remote control - ALOM; number of power sources i - 2; drive -DVDLW; graphics card - XVR100) and Sun Ultra 25 workstations (processor frequency - 1.34 GHz; processor type - UltraSPARC IIIi; RAM - 1GB RAM; hard drive - 80GB; network interfaces -2 × 1000 Ethernet; drive - DVDLW; graphics card - XVR100).

На серверах и рабочих станциях используется операционная система Sun Solaris 10 64-bit. Программная часть системы реализована на языке программирования высокого уровня Perl и языке программирования высокого уровня С. Хранение данных системы, конфигурационных параметров скважин и газоконденсатопроводов, ведение и формирование архивов событий реализовано на высокопроизводительном кластере Sybase.Servers and workstations use the Sun Solaris 10 64-bit operating system. The software part of the system is implemented in the high-level programming language Perl and the high-level programming language C. Storage of system data, configuration parameters of wells and gas condensate pipelines, maintaining and creating event archives is implemented on the high-performance Sybase cluster.

Информация о событиях и состоянии технологического процесса хранится в течение эксплуатационного периода скважин. Для визуализации состояния технологического процесса и выдачи уставок используются АРМ диспетчерской службы и АРМ геологической службы. Конфигурация АРМов: Dell OptiPlex GX620; с процессором Intel® Pentium® D 840 (3.2 ГГц, 800 МГц FSB, 2×1 МБ кэш L2); основная память 4Гб DDR-2, 533 МГц; жесткий диск - 250 ГБ; дисковод - 16×DVD+/-RW Drive, операционная система - Microsoft Windows ХР Service Pack 3.Information about events and the state of the technological process is stored during the operational period of the wells. To visualize the state of the technological process and issue settings, AWS of the dispatching service and AWS of the geological service are used. Workstation configuration: Dell OptiPlex GX620; with Intel® Pentium® D Processor 840 (3.2 GHz, 800 MHz FSB, 2 × 1 MB L2 Cache); main memory 4GB DDR-2, 533 MHz; hard drive - 250 GB; drive - 16 × DVD +/- RW Drive, operating system - Microsoft Windows XP Service Pack 3.

Функционирование системы обеспечивается следующими программами: программа считывания конфигурационных данных и начального запуска системы config_run.exe; программа визуализации для АРМ диспетчерского персонала info_disp.exe; программа визуализации для АРМ геологической службы info_geo.exe; программа связи с контроллерами и считывания данных read_signal.exe; программа протоколирования и ведения журнала истории событий save_history.exe; программа вычислений main_module.exe; программа выдачи управляющих воздействий send_setpoint.exe - которые позволяют автоматически осуществлять комплексную оптимизацию технологических режимов скважин.The functioning of the system is provided by the following programs: program for reading configuration data and initial start-up of the system config_run.exe; visualization program for workstation dispatcher staff info_disp.exe; visualization program for workstation of geological service info_geo.exe; program for communication with controllers and reading data read_signal.exe; save_history.exe event logging and event logging program; calculation program main_module.exe; send_setpoint.exe control program - which allows you to automatically carry out comprehensive optimization of technological modes of wells.

Преимущество информационно-управляющей аналитической системы комплексной оптимизации технологических режимов скважин заключается в автоматическом уточнении доступных для управления скважин с учетом максимально допустимого давления в трубопроводе каждой скважины, в корректировке диапазонов производительности скважин с АРМ геологической службы, в автоматическом выявлении дополнительных запасов производительности, в формировании упреждающих воздействий изменения производительности газоконденсатопровода в автоматическом режиме, в снижении запаздывания в цепи регулирования и соответственно в снижении нестабильности давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего предприятия, в безгидратном режиме поставки газожидкостной смеси на переработку и повышении надежности ведения процесса, а также прозрачности для дистанционного диспетчерского управления режимами работы скважин, газоконденсатопровода и температурным режимом подогревателей скважин и в существенном сокращении непроизводительных затрат на добычу газожидкостной смеси.The advantage of the information and control analytical system for the comprehensive optimization of technological modes of wells is to automatically refine the wells available for control, taking into account the maximum allowable pressure in the pipeline of each well, to adjust the ranges of productivity of wells from the workstation of the geological service, to automatically identify additional reserves of productivity, and to form proactive impacts gas condensate line productivity changes in automatic mode e, in reducing the delay in the control circuit and, accordingly, in reducing the instability of the pressure of the gas-liquid mixture at the inlet of the processing plant, in a non-hydrate mode of supplying the gas-liquid mixture for processing and increasing the reliability of the process, as well as transparency for remote dispatch control of the operation of wells, gas condensate pipeline and temperature well heaters and a significant reduction in unproductive costs for the production of gas-liquid mixtures.

Информационно-управляющая аналитическая система комплексной оптимизации технологических режимов скважин внедрена в Газопромысловом управлении ООО «Газпром добыча Астрахань» и обеспечивает в автоматическом режиме стабильность поддержания давления газожидкостной смеси на входе перерабатывающего завода с точностью не хуже 0,2%.The information management analytical system for the comprehensive optimization of technological modes of wells was introduced in the Gas Production Department of Gazprom dobycha Astrakhan LLC and automatically ensures the stability of maintaining the pressure of the gas-liquid mixture at the inlet of the processing plant with an accuracy of no worse than 0.2%.

Claims

An information management analytical system for the comprehensive optimization of technological regimes of wells, containing a block for diagnosing signals from field sensors connected to its main inputs with sensors for pressure, temperature and flow rate, sensors for discrete signals of the state of shutoff valves, communication and control modes for wells, as well as temperature sensors, pressure and flow rate of the gas condensate pipeline, sensors of discrete signals of the state of valves, communication and control modes of the gas condensate pipeline, a process analysis status lock associated with its main inputs with the administrator’s workstation, the output of the field sensor diagnostics unit, the first main output of the dispatching workstation and the first main output of the event logging and generation archive, the second main output of which is connected to the first input of the dispatching workstation , a unit for displaying the state of the process and system associated with the input to the main output of the unit for analyzing the state of the process, and the first main output - with the second input of the dispatch service workstation, the second main output of which is connected to the main input of the gas condensate pipeline productivity change calculation unit, the output of which is connected to the input of the calculated impact distribution unit for the wells, the main outputs of which are associated with the input of the maintenance and formation of the archive of events and the main the input of the setpoint issuing and control unit for the actuating devices of the wells, as well as the workstation of the geological service, connected by its main inputs, respectively simultaneously with the second output of the display unit of the state of the technological process and the system and the third output of the unit for maintaining and generating an archive of events, characterized in that a memory block for the parameters of the wells, a memory block for the parameters of the gas condensate pipeline, a block for changing the temperature regime of the heaters in the wells, and a block for determining the wells available for automatic control, total well flow totalizer, pressure change rate calculation unit, pressure change direction calculation unit, forming unit control signals, a unit for adjusting the ranges of well productivity, a unit for calculating the minimum and maximum reserves of productivity, an adder for the total flow of wells available for control, and also a unit for permitting changes in the productivity of the gas condensate pipeline, while the dispatching workstation has four additional outputs, each of which is connected respectively with the input of the memory block of the parameters of the wells, with the input of the memory block of the parameters of the gas condensate pipeline, with the first input of the block of wells available for automatic control and the first input of the gas condensate pipeline capacity change resolution block, the output of the well parameters memory block is connected to the first additional input of the field sensors diagnostics block, the second additional input of which is connected to the first output of the gas condensate parameters memory block, the first and second AWP outputs the geological service are associated, respectively, with the first input of the unit for adjusting the ranges of well productivity and the second input ohm of the unit for determining wells available for automatic control, the third input of which is connected to the first additional output of the unit for analyzing the state of the process, the second additional output of which is connected in parallel with the input of the adder total flow of wells and the first input of the unit for calculating the minimum and maximum reserves of productivity, the second input of which connected with the first output of the unit for adjusting the ranges of well productivity, the second input of which is connected with the output of the unit for determining the auger available for automatic control, and the second output is connected to the input of the total well flow adder, available for control, the output of the total well flow adder is connected in parallel to the input of the pressure change direction calculation unit and to the first input of the pressure change rate calculation unit, the second input of which is connected with the second output of the gas condensate pipeline parameters memory unit, the first and second inputs of the control signal generation unit are connected to the output of the pressure change rate calculation unit and the output ohm of the block for calculating the direction of pressure change, and the output is with the second input of the block for permitting the change in the capacity of the gas condensate pipeline, the third and fourth inputs of which are connected respectively with the output of the block for calculating the minimum and maximum reserves of productivity and the output of the adder for the total flow of wells available for control, the output of the block for allowing changes gas condensate pipeline performance is associated with an additional input of the gas condensate pipeline productivity change calculation unit, and changes in temperature on the heater wells its input connected to an additional output of the calculated exposure distribution of wells, and output - with additional input of the setting and dispensing actuators control.