Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор и анализ современных средств обеспечения контроля добычи углеводородного сырья 13
1.1. Анализ современных средств контроля процессов добычи нефти.. 13
1.2. Модель комплекса «многопластовое месторождение — добывающая система - информационно-измерительная система» 16
1.2.1. Требования к построению модели 16
1.2.2. Построение концептуальной схемы модельного представления комплекса .18
1.2.3. Математическая модель функционирования комплекса 25
1.3. Теория и методы цифровой обработки сигналов для анализа процессов в комплексе «многопластовое месторождение — добывающая система — информационно-измерительная система» 31
1.3.1. Математические методы спектрального анализа 31
1.3.2. Дискретная фильтрация 34
1.4. Структурные элементы информационно-измерительной системы комплекса 36
2. Сапр технических и программных средств анализа процессов эксплуатации 47
2.1. Классификация объектов геофизической информации 47
2.2. Структура информационно-измерительной системы комплекса 49
2 5 Используемые сокращения Введение
2.3. Алгоритм регистрации геофизической информации 50
2.4. Разработка САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации 52
2.4.1. Алгоритм функционирования САПР 53
2.4.2. Критерий качества ИцС 55
2.4.3. Алгоритм энергетического расчета измерительной системы 57
2.4.4. Алгоритм расчета быстродействия ИиС 66
2.4.5. Алгоритм обработки дискретного сигнала 72
2.5. Алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида 75
2.6. Выводы 77
3. Аналитическое описание автоматизированного анализа многопластовых нефтяных месторождений 79
3.1. Метод оценки расхода флюида 79
3.1.1. Постановка задачи 79
3.1.2. Алгоритм расчета расхода флюида 83
3.1.3. Пример расчета расхода 88
3.2. Математическое обеспечение обработки дискретного сигнала... 90
3.3. Алгоритм расчета длины волны пика спектральной характеристики 91
3.3.1. Постановка задачи 91
3.3.2. Нахождение максимальной амплитуды регистрируемого сигнала 93
3.3.3. Пример расчета длины волны пика спектральной характеристики 99
3.4. Выводы 100
4. Программная реализация сапр технических и программных средств анализа процессов эксплуатации месторождений 102
4.1. Общие вопросы реализации 102
4.2. Структура программного комплекса 103
4.2.1. Модуль чтения данных 104
4.2.2. Модуль обработки сигналов 104
4.2.3. Модуль преобразования регистрируемого сигнала 105
4.2.4. Модуль графического отображения сигнала 105
4.2.5. Модуль графического отображения сигнала 105
4.2.6. Интерфейсный модуль 105
4.2.7. Библиотека М-файл-функций 106
4.2.8. База данных регистрируемых параметров 106
4.3. Взаимодействие программных компонентов 106
4.3.1. Создание автономных приложений с использованием пакета MatLab 107
4.3.2. Структура М-файлов 110
4.4. Взаимодействие программ, разработанных на разных языках 111
4.5. Выводы 114
Заключение 116
- Модель комплекса «многопластовое месторождение — добывающая система - информационно-измерительная система»
- Структура информационно-измерительной системы комплекса
- Алгоритм расчета длины волны пика спектральной характеристики
- Создание автономных приложений с использованием пакета MatLab
Введение к работе
Автоматизация простого или сложного производства предполагает автоматическое предложение вариантов решения в виде реакции на изменение ситуации (входных параметров). Степень автономности системы в принятии и последующей реализации решения устанавливается лицом, разрабатывающим и обслуживающим систему. В основном на автоматизированные системы возлагается функция сбора производственной информации и ее анализа по определенным методикам. В век активного развития технологий создаются все более сложные и дорогостоящие производства, многие из которых имеют дело с быстротекущими и экологически небезопасными процессами. Время «принятия решения» обслуживающим подобные комплексы персоналом стремительно сокращается, тем самым обуславливая работу человека на пределе своих возможностей. В этой связи возрастает необходимость разработки САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации подобных комплексов.
Актуальность темы диссертационного исследования
Одной из современных производственных отраслей, в которых требуется применение САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации, является нефтегазовая промышленность. С каждым годом нефтегазовая промышленность пытается существенно увеличить объемы добываемой нефти и газа. Однако, при такой интенсивной добыче, запасы природных ресурсов быстро сокращаются, приходится искать и разрабатывать новые месторождения, которые располагаются в удаленных местах с суровым климатом. Вследствие этого растет себестоимость добываемых ресурсов, усложняется их транспортировка. С другой стороны, из-за экстенсивных методов добычи в прежнее время, в малодебитных месторождениях еще сохранились значительные запасы нефти. Эти запасы располагаются в различных продуктивных пластах, а добыча из отдельно взятого пласта, как реализовывалось раньше, экономически нецелесообразна. Использование новейших информационных технологий в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений России становится первостепенной задачей на пути увеличения добычи и контроля эффективности разработки месторождений.
Основным способом решения данной проблемы является добыча нефти из нескольких пластов одновременно. Таким образом, все большее число нефтегазовых добывающих компаний сталкиваются с необходимостью вскрытия нескольких продуктивных зон одной скважиной. В то же время, при разработке необходимо обеспечить возможности замера дебитов из каждой отдельной зоны месторождения. Данная потребность диктуется необходимостью поддержания баланса между существующим подходом к разработке недр с одной стороны и экономическими соображениями с другой. Затраты на строительство дополнительных эксплуатационных скважин на каждом кустовом основании в большинстве случаев превышают стоимость закачивания нефте-газо-водяной смеси (флюида) одной скважиной, построенной по схеме, позволяющей вести одновременную добычу сразу из нескольких продуктивных горизонтов [68]. Но для работы по такой схеме необходимо осуществлять постоянный мониторинг в реальном масштабе времени количественных и качественных параметров работы каждого пласта, а также проводить анализ геофизической обстановки [30]. Своевременное автоматизированное получение оператором результатов анализа состояния добывающей системы, эксплуатации оборудования и автоматизации технологической подготовки добычи нефти будет способствовать оптимизации режимов работы скважин, пластов и системы разработки месторождения. Тем самым в нефтегазовой промышленности производственная реальность диктует необходимость разработки САПР технических и программных средств анализа процессов и АСТПП добычи нефти.
В настоящее время для обеспечения добычи нефти применяются информационно-измерительные системы (ИиС), включающие в свой состав совокупность измерительных датчиков и аппаратно-программное обеспечение, которые предоставляют оператору необходимую информацию о происходящих процессах для принятия решения. В ходе анализа разнообразных специализированных источников информации, было установлено, что в Российской Федерации находящиеся в эксплуатации ИиС, использующиеся для контроля добычи нефти, строятся в основном на использовании электрических элементов, или совмещают в себе электрические и оптические датчики и линии связи [43]. Такие ИиС не отвечают современным требованиям, а именно: по точности, по помехозащищённости, по требованиям синхронизации и по условиям эксплуатации (температура, давление), а экономические затраты на их модернизацию без изменения идеологии и алгоритма работы ИиС не оправданы.
Автоматизация технологической подготовки процесса добычи нефти и повышение срока эксплуатации скважин может быть обеспечена разработкой алгоритма и протокола обмена модулей ИиС. В этой связи разработка САПР технических и программных средств и АСТПП добычи нефти совместно с применением в ИиС новой элементной базы (волоконно-оптических линий связи и датчиков) для интегрированного интерактивного анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений, позволит обеспечить наибольшую чувствительность, помехоустойчивость и эксплуатационную надёжность.
Таким образом, задача разработки САПР технических и программных средств ИиС и анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений является актуальной, так как позволит увеличить срок эксплуатации месторождения, повысить надежность добывающей системы и, как следствие, снизить экономические затраты.
Цель и задачи диссертационной работы
Целью данной работы является разработка САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.
В соответствии с поставленной целью необходимо решить следующие задачи:
1. Разработать модель комплекса «многопластовое месторождение - добывающая система - информационно-измерительная система».
2. Разработать и внедрить алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.
3. Разработать структурную схему и критерий достаточности информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.
4. Разработать и внедрить алгоритмы и математическое обеспечение автоматизированного анализа флюида для обеспечения автоматизации контроля и управления в АСТПП добычи нефти.
5. Разработать метод и алгоритм оценки расхода флюида для применения в АСТПП добычи нефти.
Предметом исследования являются методы и алгоритмы САПР технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа нефте-газо-водяной смеси и алгоритмы АСТПП эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений. Методы исследования
Для решения поставленных задач использованы: аналитическая теория решения системных задач структурного и функционального характера - метод обобщенной структуры структурно-поточных схем, методы теории САПР и АСТПП, математический аппарат цифровой обработки сигналов и вычислительной математики.
Положения, выносимые на защиту
1. Модель «многопластовое месторождение — добывающая система - информационно-измерительная система», созданная методом структурно- поточных схем.
2. Структура информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.
3. Алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа флюида на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации.
4. Алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида для обеспечения автоматизации контроля и управления в АСТПП добычи нефти, позволяющий оптимизировать режимы работы скважин, пластов и системы разработки месторождения.
5. Метод и алгоритм оценки расхода флюида для оптимизации добычи нефти при использовании в АСТПП.
Научная новизна исследования
В результате проведённых исследований в диссертации получены следующие результаты, характеризующиеся научной новизной:
1. Создана методом структурно-поточных схем модель комплекса «многопластовое месторождение — добывающая система информационно-измерительная система».
2. Разработаны алгоритмы автоматизированного проектирования технических и программных средств информационно-измерительной системы анализа флюида на основе применения волоконно-оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий передачи информации.
3. Разработан алгоритм работы и определен критерий достаточности для информационно-измерительной системы анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.
4. Разработан алгоритм автоматизированного интерактивного анализа флюида и оценки его расхода для контроля и оценки состояния многопластового месторождения. Практическая значимость полученных результатов Разработанная система автоматизированного проектирования технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений и алгоритмы автоматизированного анализа, применяемые в ИиС построенной на основе применения волоконно- оптических датчиков регистрации параметров состояния скважины и линий связи, позволили повысить эффективность управления разработкой и оптимизировать добычу нефти на подобных месторождениях. Область применения результатов
• Конструкторское проектирование волоконно-оптических информационно-измерительных систем;
• Автоматизированный анализ процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений.
Апробация результатов
Основные положения диссертационной работы и результаты исследований, включенные в диссертацию, докладывались и обсуждались на конференциях:
V, Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 15-18 апреля 2008г.
VI Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 14-17 апреля 2009г.
XXXIX научная и учебно-методическая конференция СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 2-5 февраля 2010г.
VII Всероссийская межвузовская конференция молодых ученых, СПбГУ ИТМО, Санкт-Петербург, 20-23 апреля 2010г.
ХЬ научная и учебно-методическая конференция СПбГУ ИТМО, Санкт- Петербург, 1-4 февраля 2011г.
Внедрение результатов
Результаты работы внедрены в компании ОАО «Научно- исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела — Межотраслевой научный центр ВНИМИ», ОАО «РИТЭК» при разработке Киязлинского месторождения Аксубаевского района Татарстана на скважине № 1632. Результаты работы были использованы при выполнении НИОКР «Распределенная система контроля и управления процессом разработки многопластовых нефтяных месторождений» (шифр «Перспектива»).
Модель комплекса «многопластовое месторождение — добывающая система - информационно-измерительная система»
При выборе метода для построения модельного представления комплекса «многопластовое месторождение - добывающая система - информационно- измерительная система» (Нм— Дс- ИиС) необходимо учитывать следующие факторы: 1. Способность выполнять функцию описания исследуемого объекта и с большой степенью адекватности отражать морфологическую и функциональную структуру объекта. 2. Возможность формирования модельного представления комплекса Нм— ДС— ИиС, которое можно было бы поставить в соответствие реальному рассматриваемому объекту, как его образ, сохраняющий наиболее существенные свойства реального объекта, но обладающий простотой и наглядностью.
Морфологическая и функциональная структура комплекса Нм—»Дс- ИиС относится к классу потоковых структур, их описание может быть осуществлено многими методами. В большинстве случаев такие структуры описываются ориентированными графами. Однако, традиционная форма описания объектов с потоковой и сетевой структурой в виде графа или соответствующей ему матрицы смежности, только констатирует наличие связей между элементами такой структуры, но не позволяет рассматривать их качественное разнообразие. Кроме того, при большом количестве элементов и потоков представление структуры в виде графов трудно читается и воспринимается [52, 58].
Комплекс Нм— Дс—уИиС и его составные части, на первый взгляд, достаточно просты. На определенной глубине от поверхности земли находятся резервуары (пласты месторождения), заполненные углеводородным сырьем (УВС). Содержимое этих резервуаров (УВС) необходимо транспортировать на поверхность земли с помощью определенного количества транспортных линий (скважин разного функционального назначения). На поверхности земли транспортные потоки массы УВС собираются в резервуары и направляются по назначению. Таким образом, технологический процесс добычи УВС сводится к движению транспортных потоков УВС по обустроенным транспортным линиям. Транспортировка обеспечивается за счет преобразования потенциальной энергии пласта в кинетическую энергию движения потока (фонтанные скважины) или за счет насосных установок скважин, получающих энергию от наземных энергообеспечивающих подстанций (насосные скважины). Для изменения параметров энергетики пластов и термических параметров УВС используются потоки воды, пара, газа, закачиваемые в пласты (нагнетательные скважины). Все перечисленные средства в комплексе с обеспечивающим вспомогательным оборудованием и обслуживающим персоналом составляют структуру комплекса Нм— ДС— ИиС.
Каждая из подсистем комплекса Нм— ДС— ИиС, представляющая собой объект, не является сложной для моделирования. Однако, объект Нм— Дс ИцС с его нефтеносными пластами, характеризующимися сотнями параметров и явлений, обладает высоким уровнем неопределенности. Таким образом, решение целого ряда эксплуатационных задач до настоящего времени находится в прерогативах эмпиризма и эвристики. Все перечисленные средства в комплексе с обеспечивающим вспомогательным оборудованием и обслуживающим персоналом составляют структурно-поточную подземно- транспортную добывающую систему.
Основываясь на физико-химических процессах, лежащих в основе работы комплекса Нм— Дс— -ИиС, его структурной реализации и внешних факторах, для построения модели Нм—»Дс— ИиС был выбран метод обобщенной структуры структурно-поточных схем (СПС). Целесообразность использования именно этого метода определяется эвристической составляющей анализа многих технологических операций в рассматриваемом комплексе Нм— -Дс— ИиС. Обобщенная структура СПС удовлетворяет первому фактору выбора метода, а именно, данный метод использует новую форму описания сетевой структуры материальных, энергетических и информационных потоков в виде некоторой обобщенной структуры. Подобные обобщенные структуры плодотворно используются при проектировании сложных организационно- технических комплексов космических орбитальных станций и процессов их жизнеобеспечения[22]. В соответствии со вторым требованием к построению модели - модельным представлением или образом реального объекта является сама структурно-поточная схема.
Структура информационно-измерительной системы комплекса
Основными функциями Иис анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений является контроль и автоматизация технологической подготовки Дс. Функция контроля предполагает создание наиболее полной информационной базы по производству, промыслу и эксплуатации скважины. Правильность принятого решения определяется степенью полноты информации о наличии и составе нефти. Рост объема информационной базы не может гарантировать правильность принимаемых на ее основе производственных и технологических решений [11]. Объем информации может стать информационной базой только после его систематизации. Тем самым, для создания инструмента принятия решений, определена структура системы, представленная на рис.2.1 [16].
Скважинная часть системы состоит из подсистемы геофизического исследования скважины и подсистемы передачи информации. Подсистема геофизического исследования скважины представляет собой датчики, размещенные через заданные интервалы в области перфорации ствола скважины. Функцией данной подсистемы является измерение профилей температуры, влагометрии, гамма-излучения, акустических сигналов притока жидкости, давления по профилю действующей скважины. Подсистема передачи информации представляет собой волоконно-оптический бронированный кабель и выполняет функцию передачи данных с датчиков в наземный блок обработки. Наземная часть состоит из подсистем первичной обработки информации и конечной обработки информации. Первая состоит из оптического измерительного устройства, предназначенного для преобразования оптического сигнала, поступающего с датчиков в аналоговый электрический сигнал, и блока преобразования аналогового электрического сигнала в цифровой код. Подсистема конечной обработки информации предназначена для хранения, обработки, отображения информации и принятия решения по управлению наземным и забойным оборудованием [17, 36].
Функционирование ИиС анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений сводится к следующему: оптоэлектронный блок, входящий в состав подсистемы первичной обработки информации, направляет в подсистему геофизического исследования скважины по волоконно-оптическому кабелю зондирующее оптическое излучение. Параметры оптического излучения, проходящего через датчики, изменяются под воздействием физической среды и регистрируются в подсистеме первичной обработки информации [56]. информации (температуры, давления, у-излучения, плотности потока), характеризующих нефтяной поток в скважине в форме изменения зондирующего оптического сигнала, регистрируемого как эхо-сигнал волоконно-оптическим преобразователем (датчиком).
Этот эхо-сигнал определяется в виде задержки света по фазе А(р$) относительно зондирующего сигнала и может быть представлено следующим соотношением: где р0 — опорная разность фаз - разность фаз, определяющая нормальное состояние в скважине. Сдвиг по фазе, определяемый как зависимость от расстояния, здесь не учитываем, т.к. размером скважины можно пренебречь. Ку - чувствительность преобразователя к воздействию V.
В каждом цикле измерения регистрируется собственная величина задержки света по фазе, а приращение разности фаз пропорционально физическому изменению в скважине. Таким образом, можно определить чувствительность преобразователя Ку как отношение приращения разности фаз к вызвавшему его приращению воздействия:
Если разность фаз «нулевая» и соответствует опорной разности фаз, то состояние в скважине отвечает норме, но это практически не реализуемая ситуация в виду многофакторности процессов, происходящих в ней. Опорная разность фаз устанавливается на основании имеющейся статистики.
Полученная фазовая задержка света в АЦП преобразуется в напряжение: где К(р - чувствительность преобразования разности фаз в выходное напряжение.
Чувствительность К(р можно записать в виде отношения приращения выходного напряжения к вызвавшему его приращению разности фаз
Алгоритм расчета длины волны пика спектральной характеристики
Смещение спектральной характеристики регистрируемого сигнала с В ОБР показывает величину воздействия измеряемых параметров (температуры или давления) в исследуемом интервале перфорации скважины на датчик. Изменение длины волны пика под внешним воздействием определяет величину смещения спектральной характеристики [45]. Отраженный сигнал от ВОБР вследствие высокой добротности имеет стволовидную форму, крутые передние и задние фронты и относительно плоскую вершину. Под воздействием шума этот сигнал сильно искажен и имеет случайный характер появления максимумов [65]. Нахождение истинной длины волны пика непосредственно со спектральной характеристики без дополнительной обработки сигнала невозможно. Таким образом, необходимо разработать алгоритм расчета длины волны пика спектральной характеристики регистрируемого сигнала с датчиков ВОБР, установленных в ИиС.
Для определения истинного положения пика спектральной характеристики используется замещение функции регистрируемой характеристики сигнала с ВОБР на аппроксимирующую функцию. Аппроксимирующая функция должна быть максимально приближена к значениям регистрируемой величины в области пика спектральной характеристики. Применение аппроксимирующей функции позволяет сглаживать неравномерности спектральной характеристики, тем самым упрощается расчет длины волны пика.
Так как на практике существует задача не только нахождения одного пика, но и одновременно множества пиков для контроля состояния добывающей системы, то должна быть предусмотрена возможность обработки регистрируемого сигнала (давления, температуры) с интересующих датчиков системы.
В случае обработки регистрируемых сигналов с несколькими пиками, необходимо предварительно задать диапазоны длин волн, в которых находятся пики. Если в выбранном диапазоне находятся несколько пиков, то выбирается пик с максимальной величиной. Расчет максимального значения амплитуды может иметь большую погрешность, это связано с тем, что оборудование (электронасосы, клапаны, муфты, механические расходомеры, и т.д.), установленное в скважине, воздействует на линию передачи данных ИиС. Поэтому необходимо обеспечить возможность получения пользователем сообщения об ошибке, вызванной случайным воздействием на линию передачи информации [42].
Для нахождения максимальной амплитуды регистрируемого сигнала применяется аппроксимация данных с датчиков измерительной системы по методу наименьших квадратов.
По экспериментальным данным установлено, что в качестве аппроксимирующей функции необходимо выбрать функцию вида: где Лд — опорная длина волны, х - значения отсчетов сигнала, (ия - рассчитываемые параметры.
Выбор такой функции основывается на схожем общем виде функции спектра в области пика, регистрируемого в ходе эксперимента сигнала, и аппроксимирующей функции.
Для работы по данному алгоритму регистрируемая информация предварительно записывается в датируемые текстовые файлы, также содержащие информацию о номере датчика и типе регистрируемой величины. Обработку информации можно производить с набора датчиков, предварительно определив их в интерактивном окне диалога. В таком случае, согласно алгоритму все регистрируемые сигналы выбранного набора датчиков последовательно обрабатываются.
Пользователю предоставляется возможность выбора диапазона длин волн (например, при регистрации информации по всему стволу скважины), тогда необходимо обрабатывать сигнал с несколькими пиками.
Расчет длины волны пика осуществляется на основании выбранного диапазона длин волн, заданных в файле конфигурации, и предварительно рассчитанных коэффициентов. Рассчитанные значения записываются в созданный датированный файл результатов расчета.
Создание автономных приложений с использованием пакета MatLab
С целью исключения ошибок при реализации методов цифровой обработки сигналов (определение спектральных и статистических характеристик сигналов, формирование цифровых фильтров) и ускорения процесса отладки САПР технических и программных средств анализа процессов эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений применяется взаимодействие программ, разработанных на разных языках [50], таких как математический пакет MatLab и язык Java. Основные вычисления в САПР производятся с использованием готовых математических пакетов. Это позволяет упростить и увеличить скорость математических расчетов и придать приложению удобный пользовательский интерфейс [63]. Создание независимых приложений на основе математических библиотек пакета MatLab основано на разработке автономных модулей в этой среде [8]. Для получения модулей используются входящие в состав пакета утилиты - MatLab Compiler и MatLab Builder For Java. Процедура создания автономного приложения с использованием этих утилит приведена на рис. 4.2. Для создания независимого компонента необходимо выполнить следующие действия: Создать М-файл в среде MatLab; Произвести установки, связанные с выбором компилятора (MatLab Compiler - тсс). В командной строке среды MatLab необходимо набрать команду: »mbuild —setup и выбрать один из компиляторов, предложенных средой; Использовать утилиту DeploymentTool для создания проекта на выбранном языке. Для этого в командной строке необходимо набрать: »deploytool;
Создать новый проект с использованием MatLab Builder For Java; Добавить имена к создаваемым классам и поместить в них созданные т- файлы; Утилита DeploymentTool позволяет выбирать тип автономного модуля (С++, .Net, Java) и в соответствии с выбранным типом создает проект, добавляет в проект разработанные М-файл-функции, проводит сборку и упаковку компонента. Так как в работе создавался модуль, для работы с языком Java, то после перечисленных действий в корневом каталоге проекта создаются подкаталоги distrib и src. В distrib находиться .jar-файл и . :-файл проекта. В папке src — находятся ауа-файлы, которые позволяют посмотреть исходный код созданного пакета. Файл с расширением « .ctf» (англ.: component technology file) — это самораспаковывающийся файл, который обеспечивает доступ к предустановленному ядру пакета MatLab. Этот файл необходимо помещать в каталог, куда производиться установка приложения, использующего библиотеки ядра MatLab. Файл с расширением « .ctf» содержит в себе файлы пакета MatLab в кодированном виде, которые получаются в результате работы утилиты Java Builder.
Созданный .jar-файл можно использовать в любых приложениях, написанных на Java. Для каждого m-файла, требующего преобразования в код на языке Java, создаются два java-ioiacca: myclass.java и mycomponentMCR.java. Класс mycomponentMCR содержит ключи декодирования CTF-файла и код инициализирующий MCR для работы выбранного компонента. Класс myclass.java включает методы доступа к М-файл-функции, ассоциирующейся с данным классом. MCR - MatLab Component Runtime Environment - это средство, необходимое для установки ядра пакета MatLab на машину пользователя, без установки самого пакета. MCR входит в пакет MatLab и может быть получен при создании проекта с помощью утилиты DeploymentTool. MCR требует однократной установки на машину пользователя. Для установки MCR используется инсталлятор - MCRinstaller.exe (для Windows) или MCRinstaller.zip (для Unix). После этого любое приложение, использующее в своей работе функции MatLab, может получать доступ к ядру, содержащему основные математические библиотеки. М-файл-функция является типичным объектом языка программирования системы MatLab. Одновременно он является полноценным модулем с точки зрения структурного программирования, поскольку содержит входные и выходные параметры и использует аппарат локальных переменных. М-файл- функция - разрабатывается на М - языке, внутреннем языке программирования MatLab, код m-функции сохраняется в текстовых файлах, имеющих расширение « .т». М-язык имеет ряд преимуществ [10]. Это наглядный и простой язык высокого уровня (очень далекий от машинного языка), похожий во многих отношениях на самый распространенный в мире язык программирования BASIC. Структура модуля М-файл-функции выглядит следующим образом: 1. function [vari, var2,...] = _пате(Список_параметров) 2. %Основной комментарий 3. %Дополнительный комментарий 4.
Тело файла с любыми выражениями 5. vari = выражение 6. var2 = выражение М-файл-функция имеет следующие свойства: он начинается с объявления function, после которого указывается имя переменной var - выходного параметра, имя самой функции и список входных параметров, если несколько выходных параметров, то они указываются в квадратных скобках [vari, var2,...]; функция возвращает свое значение и может использоваться в виде пате(Список_параметров) в математических выражениях; все переменные, имеющиеся в теле файл-функции, являются локальными, то есть действуют только в пределах тела функции; файл-функция является самостоятельным программным модулем, который общается с другими модулями через свои входные и выходные параметры. файл-функция служит средством расширения системы MatLab.
