Содержание к диссертации
Введение
1. Современные подходы к построению и использованию гидродинамических моделей нефтяных месторождений 12
1.1 Типовые задачи исследования скважин и пластов и их назначение 12
1.2 Постоянно действующие геолого-технологические модели нефтяных и газонефтяных месторождений 16
1.3 Современные задачи и подходы к информатизации и интеллектуализации технологии нефтедобычи 20
2. Моделирование локальных участков пластово-скважинных систем 25
2.1 Гидродинамические уравнения пластовых систем 25
2.1.1 Закон Дарси 25
2.1.2 Формула Дюпюи 26
2.1.3 Уравнения упругого режима 27
2.2 Построение гидродинамической модели скважинной системы
30
2.2.1 Модель, учитывающая различные режимы работы скважины . 30
2.2.2 Модель насоса 38
2.2.3 Объединенная модель скважинной системы 40
2.3 Структуризация полей давления при построении моделей в осредненных переменных 42
2.4 Построение гидродинамической модели для площадной схемы зонального осреднения 43
2.5 Построение гидродинамической модели для лучевой схемы зонального осреднения 46
2.6 Описание программного модуля для проведения вычислительных экспериментов 48
2.7 Результаты вычислительного анализа 50
2.8 Выводы по разделу 51
3. Идентификация гидродинамической модели 53
3.1 Задача идентификации параметров гидродинамической модели 53
3.2 Использование метода наименьших квадратов для идентификации гидродинамической модели 55
3.3 Алгоритм идентификации быстрой динамики 56
3.3.1 Идентификация модели быстрой динамики по измерениям забойного давления и дебита скважины 56
3.3.2 Частные случаи идентификации быстрой динамики 59
3.3.3 Идентификация статической модели 59
3.3.4 Идентификагихя модели насоса 62
3.3.5 Режимы испытаний скважинных систем для уточнения статической характеристики 63
3.3.6 Идентификация модели быстрой динамики по измерениям забойного давления 66
3.4 Использование гидродинамической модели для идентификации межскважинных зон 70
3.4.1 Информативность выборки и надежность ог^енивания параметров модели 70
3.4.2 Использование моделей окаймляющих зон 74
3.4.3 Идентификация при помогци «укороченных» моделей 76
3.5 Анализ результатов исследовательских раьот по гидропрослушиванию межскважинного пространства на участке спорышевского месторождения, пластбс|о 78
3.5.1 Анализ исходных данных 79
3.5.2 Идентификация по быстрой динамике 80
3.5.3 Анализ результатов идентификации по медленной динамике .85
3.5.4 Сравнительный анализ результатов идентификсщии по разработанной методике с результатами традиционных методик 90
3.6 Выводы по разделу 93
4. Вопросы информационного обеспечения процедуры идентификации 94
4.1 Организация информационной инфраструктуры современных нефтедобывающих предприятий 94
4.2 Место гидродинамических моделей скважинных систем в составе ПДГТМ 96
4.3 Формирование информационных выборок для процедуры идентификации 99
4.4 Особенности регламента контроля технологических параметров для процедуры идентификации 102
4.5 Выводы по разделу 109
Заключение ш
Список использованных источников 112
Приложение а 124
- Типовые задачи исследования скважин и пластов и их назначение
- Модель, учитывающая различные режимы работы скважины
- Идентификация статической модели
- Особенности регламента контроля технологических параметров для процедуры идентификации
Введение к работе
Актушіьпость темы. Современные подходы к разработке и эксплуатации нефтяных месторождений все в большей степени апеллируют к созданию и использованию компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) [73,89]. Принятый в 2000 г. ЦКР Минэнерго РФ регламент обязывает недропользователей строить ПДГТМ для всех месторолсдений с балансовыми запасами свыше 1 млн. т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности [82].
ПДГТМ являются мощным средством для решения задач разработки месторолсдений, призванным [47]:
Отслеживать текущее состояние, прогнозировать динамику выработки остаточных запасов углеводородов, а таклсе добычи нефти и газа.
Определять оптимальную стратегию доразведки и доработки месторождения.
Рассчитывать технологические показатели при существующем состоянии разработки.
Планировать и анализировать эффективность технических мероприятий.
Рассчитывать технологические показатели вариантов разработки с реализацией программы геолого-технических мероприятий, системных взаимодействий по управлению разработкой месторождения (регулирование системы поддержания пластового давления (ППД), форсированный отбор жидкости и др.)
Моделировать широкий спектр технологий воздействий на различные типы коллекторов и залежей (термические воздействия, циклические закачки и др.)
Проводить оценку запасов по пластам и залежи, в том числе, дифференциальный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.
6 8. Осуществлять подготовку технико-экономического обоснования и проектов разработки месторождения.
К настоящему времени сложилась положительная эффективная практика по построению ПДГТМ с использованием известных платформ зарубежных фирм, таких как Shluraberger, Landmark, Roxar [89]. Следует заметить, что отечественные разработки (например, «ТРИАС», «ЛАУРА»), представленные в виде отдельных программных модулей в настоящее время пытаются объединить в универсальную технологию, о чем свидетельствует состоявшееся в марте 2005 года заседание Научно-технического совета по проблемам эффективного использования месторождений углеводородного сырья с участием специалистов РАН, РАЕН и ведущих российских разработчиков программных продуктов для предприятий нефтяного и газового комплекса. На заседании было принято решение о создании российского полномасштабного программного комплекса «ТРАСТ», включающего в себя «мониторинг за разработкой месторождений», который бы выдержал конкуренцию с лучшими зарубежными продуктами. Этот проект призван объединить достижения российских специалистов [75].
Однако, как замечено специалистами [72,90], данный класс моделей призван решать стратегические задачи контроля и управления ресурсами. Для задач, связанных с планированием геолого-технических мероприятий (ГТМ) и регулированием режимами выработки локальных участков месторождений данный класс гидродинамических моделей оказывается слишком грубым.
В известных работах Грайфера В.И. и Боксермана А.А. [11,89] замечено, что в условиях рынка эффективность управления разработкой месторождений всё в большей степени связывается с использованием технологий очаговой выработки залежей, что особенно актуально для сложнопостроенных коллекторов и месторождений с остаточными запасами углеводородов.
В этой связи следует перечислить следующие обстоятельства, обеспечивающие эффективное использование технологии регулирования локальных участков.
В первую очередь это создание моделей, детально интерпретирующих процессы в пласте и даже в отдельной скважине.
Следует заметить, что методы описания пластовых систем с помощью крупномасштабных ПДГТМ, призванных решать стратегические задачи разработки, оказываются достаточно грубыми. Необходимость повышения разрешающей способности метода породила много задач и работ [50,103], детально описывающих объединенные модели «пласт-скважина-насос». Потенциал использования таких моделей оказывается гораздо выше при решении конкретных вопросов эксплуатации локальных участков и может служить не только для планирования и оценки качества ГТМ, но и осуществлять диагностику аномальных режимов эксплуатации скважин и скважинного оборудования, связанных с отложением солей и парафинов в НКТ, забивкой приемной сетки насоса, перетоками в затрубное пространство.
Второе обстоятельство, позволяющее повысить эффективность управления локальными участками, связано с мерой определенности модели пласта и необходимостью решать вопросы постоянного сопровождения объединенных моделей, то есть непрерывного обновления геолого-промысловых и технологических данных, что возможно при использовании автоматизированных технологий реального времени.
Однако действующая практика информационного сопровождения моделей основывается на регламенте геофизических и гидродинамических исследований нефтяных месторождений [83,84]. Мероприятия, определенные этим регламентом, как правило, оказываются приуроченными к моментам проведения ГТМ на скважинах, и в любом случае связаны с преднамеренной остановкой скважины и выводом её из эксплуатации.
Ситуация ещё более усугубляется, когда решаются вопросы оценки фильтрационных параметров межскважинных зон, что реализуется методами гидропрослушивания с долговременным выводом уже не одной, а группы скважин из эксплуатации.
Радикальным решением проблем эффективного сопровождения
гидродинамических моделей может стать использование
автоматизированных технологий реального времени, не предполагающих преднамеренной остановки скважин.
Более того, современный уровень автоматизации нефтедобывающих предприятий, обеспечивающий оперативный контроль технологических параметров SCADA-системами, ведение корпоративных баз данных [88,99] уже сегодня позволяет реализовать идею сопровождения много факторных моделей в автоматическом режиме.
В публикациях Закирова С.Н., Мирзаджанзаде А.Х. [39, 57] и других авторов отмечается, что успехи современных технологий нефтедобычи во многом связаны с созданием и применением высокоинформативных методов контроля и управления, которые в кибернетической литературе именуются интеллектными системами [18].
В диссертации сделана попытка описания объединенной модели «пласт-скважина-насос», которая учитывает гидравлическое взаимодействие элементов этой системы в динамическом режиме и разработки теоретических основ оценивания гидродинамических параметров такой системы.
Цель работы. Совершенствование функций информационного обеспечения технологий нефтедобычи на основе построения и сопровождения постоянно-действующих гидродинамических моделей пластово-скважинных систем с погружными электронасосами.
Основные задачи исследований: 1. Анализ методов математического моделирования гидродинамики пластово-скважинных систем и адаптация их к задачам исследования локальных участков.
Разработка методов и алгоритмов идентификации гидродинамических параметров моделей пластово-скважинных систем с УЭЦН в режиме нормальной эксплуатации.
Разработка информационной модели и автоматизированного регламента регистрации первичных данных технологии непрерывного сопровождения модели гидродинамики «пласт-скважина-насос».
Методы решения задач. Для решения поставленных задач использовались методы системного анализа, автоматизированного управления, теории фильтрации, методы математического моделирования и идентификации гидродинамических систем с применением компьютерных технологий.
Научная новизна
Разработаны новые технологии по созданию и автоматизированному сопровождению постоянно действующих гидродинамических моделей скважинных систем с УЭЦН, объединяющих взаимовлияния динамических процессов фильтрации локальных участков коллектора, призабойной зоны пласта, полости скважины и напорные характеристики погружных электронасосов.
Сформулированы и научно обоснованы требования к структуре и регламенту автоматической регистрации первичной технологической информации с устья скважины, обеспечивающих решение задачи непрерывного оценивания емкостных и фильтрационных характеристик скважинных систем с УЭЦН в режиме нормальной эксплуатации.
На защиту выносятся:
Структурно-функциональная схема и связанная с ней объединенная
конечно-мерная модель «локальный участок коллектора-призабойная
зона-скважина с УЭЦН», учитывающая в условиях слабого проявления
газового фактора гидродинамические взаимовлияния разнотемповых
переходных процессов в скважине и пласте.
* Алгоритмы автоматизированного параметрического оценивания
гидродинамических характеристик модели «быстрых» процессов системві
«призабойная зона-скважина-насос» для разных условий обеспеченности
данными первичных измерений с устья скважины.
Алгоритмы и автоматизированная технология непрерывного оценивания
фильтрационно-емкостных параметров межскважинных зон коллектора с
контролем информативности данных измерений в условиях нормальной
эксплуатации скважин участка.
Практическая значимость работы
Разработанные системные положения, расчетные модели и алгоритмы идентификации фильтрационно-емкостных характеристик локальных участков, приуроченных к скважинам с УЭЦН, служат основой создания специализированных программных приложений к модулю по эксплуатации ПДГТМ.
Уровень детальности описания и сопровождения гидродинамических моделей скважинных систем расширяет функциональные возможности оперативного регулирования оборудованием и режимами выработки участков залежи.
Апробация работы
Основные положения работы изложены в 12 публикациях.
Результаты работы докладывались на всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» в г.Альметьевске в 200] г., на научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» в г. Тюмени в 2002 г., на областной научно-практической конференции «Электроэнергетика и применение передовых современных технология в нефтегазовой промышленности» в г. Тюмени в 2003 г., на международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Индустриального института) в г. Тюмени в 2003 г., на XI-ой международной
II научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодвіх ученвіх «Современная техника и технология» в г. Томске в 2005 г., на II международной научно-технической конференции «Новые информациониые технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» в г. Тюмени в 2006 г.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения. Содержит 126 страниц текста, 26 рисунков, 10 таблиц, 1 приложение. Библиографический список включает 109 наименований.
Типовые задачи исследования скважин и пластов и их назначение
Одним из основных инструментов для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке нефтяных месторождений является математическое моделирование процессов [43]. Продуктивный пласт - это сложный объект управления с распределенными параметрами коллекторских свойств, причем геолого-физические свойства пластов и насыщающих их флюидов изменчивы. Поэтому оценку эффективности различных технологий нефтедобычи с учетом особенностей конкретного объекта и прогнозирование поведения этого объекта целесообразно осуществлять с помощью моделирования [2,9,31,42,45,104]. Использование различного рода моделей невозможно без изучения свойств пласта. Источником информации о пласте, как объекте моделирования, являются геофизические и гидродинамические исследования. К настоящему времени промыслово-геофизический контроль нефтяных месторождений приобрел статус самостоятельного направления, как по задачам, так и по методам их решений. Комплекс применяемых исследований скважин и пластов весьма разнообразен [16,65,66] и для каждой категории скважин (поисковые, оценочные, разведочные, эксплуатационные и др) регламентирован соответствующими нормативными документами [71,83,84], Изучение керна, проб нефти, газа и воды в лабораториях - основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах углеводородов и пластовой воды. Перед составлением технологических схем и проектов разработки в значительном числе скважин, расположенных на различных участках месторождения, отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например, анализ глубинных проб нефти и воды позволяет судить о перемещении водонефтяного контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще. Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется с целью: 1)изучения геологических разрезов скважин; 2) исследования технического состояния скважин; 3) контроля за изменением характера нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки. Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. В итоге решаются следующие задачи: определения литологических характеристик пород; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород - нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщенности; оценки и подсчета запасов углеводородного сырья (УВС); построения геолого-геофизических моделей пластов и др.
Изучение технического состояния скважин проводят с целью информационного обеспечения управления процессом бурения, капитального и подземного ремонта скважин и ликвидации аварий. При этом оценивают траекторию и конфигурацию ствола скважины; качество цементного кольца и изолирующих мостов и т.д. Важной составляющей этой группы исследований является также определение состояния технологического оборудования скважин. Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: 1. изучение восстановления пластового давления (исследования при неустановившихся режимах работы скважины/ Этот метод предполагает регистрацию с помощью глубинного манометра кривой восстановления давления (КВД) от забойного до пластового после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность пласта. 2. метод установившихся отборов и закачки из скважин с целью построения индикаторных кривых в добывающих и нагнетательных скважинах (исследования при установившихся режимах работы скважины). Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта.
Модель, учитывающая различные режимы работы скважины
При построении гидродинамической модели используется диаграмма распределения давления по вертикали в скважине с УЭЦН [29], представленная на рисунке 2.1. Ставя задачу объединить различные компоненты скважинной системы (СС), приведём анализ модели, в которой линеаризуются нелинейные эффекты, возникающие вследствие: - проявления газлифтного эффекта в колонне насосно-компрессорыых труб (НКТ) и в затрубном пространстве. Такое допущение возможно либо для случая низкого проявления газового фактора, либо для случая с высокой обводненностью нефти: Рт PL Ру -к—\ Ж"Д"Л шшшшшш /7,. У... н„ "г "п rpj Н2 Рисунок 4.1. Структурная схема скважинной системы и графики распределения давлений по вертикали в скважине, оборудованной УЭЦН. Ру- давление на устье скважины; Pi - давление в нефтесборном коллекторе; Рт -давление в затрубном пространстве; Рс - давление на приемной сетке центробежного насоса; Р&ї - давление на приеме насоса; Рвых - давление на выкиде насоса; Pz - давление в забое; Рп - давление в прискважинной зоне; Рпл среднепластовое давление; Hz - глубина забоя скважины; Нн - глубина подвески насоса; hc - статический уровень в остановленной скважине; h$ - динамический уровень; q -дебит скважины; qz — приток снизу насоса; qy— приток к насосу сверху; qn - расход жидкости, доливаемой через устье скважины; гш - гидравлическое сопротивление устьевого штуцера; гс - гидравлическое сопротивление приемной сетки насоса; гв - гидравлическое парафинового штуцера. - сопротивления движению жидкости в колонне НКТ; - сопротивления устьевого штуцера. Структурно-функциональная схема СС (рисунок 2.1) определяет участки и связанные с ними динамические переменные состояния. Поясним введенные переменные, состояния и расчетные соотношения, образующие объединенную гидродинамическую модель скважинной системы с УЭЦН. На рисунке 2.1-а обозначены следующие переменные состояния: Piur среднепластовое давление; Pn(t) - давление в призабойной зоне пласта; Pz(t) - давление в забое (на уровне перфорации обсадной колонны); Рт(0 -давление газовой фазы в затрубном пространстве; Ру (t) - давление на устье скважины (на выкидк НКТ); PJt) -давление в нефтесборном коллекторе; q(t) -объемный расход добываемой газожидкостной смеси (ГЖС) с удельным весом yL(t); qii(t) - временно присутствующий объемный расход жидкости с удельным весом yR(t), доливаемой по технологическим причинам в затрубное пространство на устье скважины; qi(t) - объемный приток жидкости в забой скважины, удовлетворяющий согласно закону Дарси (2.1) qzit) = wzipn{t)-p7it% (2-Ю где параметр гидропро водности забоя скважины согласно формуле Дюпюи (2.3) имеет вид 2лк Ш. IVI W 1 Г /./ІП—+ 2у в которой Д#,ц - мощность пласта; /j. — динамический коэффициент вязкости, Ш С; rz - радиус скважины, м; г и - радиус призабойной зоны, м; as - параметр скин-эффекта, обусловленный особенностями вскрытия пласта [35,56]; yz(t) - осредиенный удельный вес жидкости нижней части обсадной колонны (ОК) емкостью У 50(Н7-НИ), где So- площадь кольцевого сечения между ОК и НКТ; Hz- глубина забоя по вертикали; НИ- глубина подвески насоса. qv(t) - объемный расход ГЖС из верхней части колонны объема обусловленный переходными режимами. Здесь hd(t) - динамический уровень в скважине. Линеаризованные диаграммы установившихся распределений давлений вдоль вертикали скважины приведены на рисунке 2.1-6 и с. Линия 1 соответствует графику распределения давлений в ОК остановленной скважины без самопроизвольного фонтанирования. В условиях q=0 давление в пласте выравнивается с забойным и уравновешивается весом гидростатического столба жидкости в ОК: Р2(0 = Рп{0 = РШ1 =Рт+Г2(Иг -НИ) + у{Нн -йст), (2.10) здесь hCT - статический уровень жидкости в затрубном пространстве; уу- осредненный удельный вес жидкости верхней части ОК. На рисунке 2.1-е приведена диаграмма распределения давлений в скважине с выключенным насосом при проявлении эффекта фонтанирования. Здесь Рил Pn(t) P2{t), в отличие от рисунка 2.1-6, где насос является активным элементом системы, создающим напор Ршх (/) - Psx (t) 0 .В случае рисунка 2.1-е насос может быть описан моделью штуцера с соответствующим параметром гидросопротивления гн. Пассивные элементы конструкции СС, на которых происходит потеря давления вдоль восходящего потока ГЖС будем эквивалентировать соответствующими моделями штуцеров. На рисунке 2.1-6 выделяются три пассивных элемента системы, это: устьевой штуцер с гидросопротивлением гш: Py(t)-PL(t) = rL(t)-rw-q(t); (2.11) здесь у і -удельный вес добываемой жидкости. штуцер, приведенный к выходу насоса: PSbAt)-PHKr{t) = YL(t)-ra-q{t), (2.12) учитывающий потерю давления (гв 0) от - трения в НКТ; - уменьшения проходного сечения НКТ вследствие действия осложняющих факторов (отложений солей и парафинов). штуцер на входе насоса, учитывающий возможную забивку приемной сетки (гс 0): РЛ1)-РМ = гЖ) Гс-яЮ, (2.13) На рисунке 2.1 -с вводится еще один «штуцер», учитывающий гидросопротивление гн остановленного насоса PJt)-PsJt) = rL{t)-rll-q(t), (2.14)
Идентификация статической модели
Рассмотренный алгоритм идентификации модели (3.6) требует формирования выборок с измерениями дебита скважины q. В условиях объемного метода контроля дебита [1] частые измерения q невозможны, поэтому приведем три случая идентификации в зависимости от наличия измерений;?: - частичная идентификация; - раздельная идентификация по редким измерениям q с выделением статической модели; - идентификация без измерений q. Частичная идентификация коэффициентов модели (3.2) возможна при работе СС в режиме перелива всего добываемого объема ГЖС в затрубное пространства (qR q). При этом модель упрощается и приобретает вид {a2S2 +a}S + l)P2=brr Или в форме уравнения регрессии: Р7 =col[a2, и,, Ьп] -col -Pz, -Рг, 1 3.3.3 Идентификация статической модели Наличие редких измерений дебита позволяет восстанавливать коэффициенты статической модели, образованной из равенства «напорная характеристика насоса» = «нагрузочная характеристика скважины». Модель «верха» скважины (от выхода насоса до нефтесборного коллектора) с учетом (2.25) может быть записана следующим образом PL+nk+re)q + rLHH. (3.9) Модель «низа» скважины (под уровнем подвески насоса) с учетом (2.27) имеет вид К= -У-АНг-Ни)-Г1ГсЧ- (ЗЛО) Нагрузочную характеристику скважины представим перепадом давления на насосе, объединяя модели (3,9) и (3.10) ,- = - +7-, 2 +УІМ + (/І-ГГ)И„, (3.11) гдег,-гш+г+/;. Перепитим (3.11) обозначив ae=PL + yzHz+(yL-rv)HH. (3.12) Восстановление статической модели должно предусматривать три режима: - Режим работающего насоса (и- Г). Скважина при этом работает с положительным дебитом {q 0)\ - Режим фонтанирования скважины (q 0) при выключенном насосе (и = 0); - Режим остановленного насоса (и = 0). Скважина не фонтанирует (q 0). Согласно (2.30) модель насоса может быть представлена выражением AhM = уД- а q2 + Ъ q + с). Следовательно, искомое представление статической модели №„= Рвых-Рш имеет вид a-q1 +(rT-b)q±— {ac-Pz)-c = 0, її или с ac v її j h-ь 1 D \f " q- + q -P2 - a yLa a А с учетом обозначений -0. (3.13) к, = 6] h-ъ 2а К,=К? її -а.. выражение (3.] 3) может быть переписано еще раз Решение полеченного уравнения будет иметь вид (3.14) g = K1+VK2+K3/ Z! (3.15) Для идентификации выражение (3.14) перепишем в виде =софк, Н3 tf-H2]r-col[q Pz і], При идентификации подлежат определению следующие параметры а, с, b- rz .Априорная оценка требуется для yL и ас. а = rY -2йК,, YL Таким образом, по результатам идентификации статической модели, могут диагностироваться возможные вариации напорной характеристики насоса (по значения а, с, b rz)& состояния проходных сечении насоса и НКТ ( по значению гг = гщ +гс+гв). 3.3.4 Идентификация модели насоса Идентификация модели насоса возможна при и = 0. Причем надежная идентификация полной кривой (рисунок 3.1) затруднена. Однако при пуске (и = 0 - и -1) состояние q=0 скачком переходит в состояние q+ - max (при наибольшем значении Р7 в остановленной скважине), т.е. на рис. 1 из точки 1 в точку 2 и медленно по мере снижения Р2 в точку 3. Причем «емкостная система измерений» впервые фиксирует q в т.1 затем в точке 2 и далее всё сгущается при мере приближения к q0. Т.о. при пуске фиксируется лишь небольшой участок статической характеристики [q0, qx ]. Надежная оценка статики в этом случае осложнена. Яі Рисунок 3.1 Идентификация насосной характеристики при включении насоса 3.3.5 Режимы испытаний скважинных систем для уточнения статической характеристики Идентификацию статики можно уточнять, вводя временные возмущения в систему (рисунок 3.2.), т.е. - Увеличивая } ш можем переходить ИЗ СОСТОЯНИЯ д\ В С 2\ - Увеличивая долив дц изменять до в д/. Названные возмущения могут носить лишь кратковременный характер, т.к. ведут к перегреву ПЭД. Вариации гт требуют градуировки шкалы устьевого штуцера при чем увеличение гт создает напорные перегрузки, увеличивая опасность отрыва УЭЦН.
Особенности регламента контроля технологических параметров для процедуры идентификации
Полный цикл получения и записи данных для идентификации всей модели будем называть экспериментом. Синхронное получение и запись пары текущих значений - дебита и забойного давления по эксплуатационной скважине и расхода закачиваемой воды и забойного давления по нагнетательной скважине - будем именовать замером. Три последовательных замера с периодичностью Лг/;=10 минут - группой замеров. До начала эксперимента замеры могут производиться с произвольной периодичностью. Более того, получение значений дебита скважин и забойных давлений может быть асинхронным. Поскольку в базе данных АСУ ТП фиксируются любые события, связанные с включением/отключением скважин, то начало эксперимента должно быть приурочено к началу переходного процесса, вызванного таким событием, в одной из скважин. Скважину, переходный процесс в которой послужил началом эксперимента, будем называть центральной. Кроме центральной эксперимент может охватывать близлежащие взаимовлияющие скважины, относящиеся к данному локальному участку (рисунок 2.3), которые будем называть периферийными, В момент начала эксперимента параллельно начинают функционировать две задачи: первая - формирование выборки быстрой динамики, вторая - формирование выборки медленной динамики. Первая задача предусматривает выполнение следующих этапов: 1. Сохранение в базе данных замеров по центральной скважине с периодичностью Axfi в течение периода наблюдений 7#, который должен охватить большую часть переходного процесса в скважине. Длительность промежутка Ть может определяться динамически. 2. Если значения измеряемых параметров начинают отличаться от установившегося значения не более чем на 5% , то осуществляется переход на следующий этап измерений, который предусматривает сохранение в базе данных групп замеров с периодичностью 1 час. 3. Если же значения измеряемых параметров начинают отличаться от установившегося значения не более чем на ] % , что свидетельствует об окончании переходного процесса в скважине, регистрация замеров может проводиться раз в сутки. 4. Проверка выборки быстрой динамики по двум критериям: количество замеров в выборке должно быть не менее 10, периодичность замеров должна быть равной ЛгБ. Если выборка быстрой динамики не насчитывает десяти последовательных замеров, то она отбраковывается, как не пригодная для проведения идентификации. Вторая задача, выполняемая параллельно с первой, но более продолжительная по времени, в свою очередь также содержит два этапа: 1. Сохранение в базе данных групп замеров по всем скважинам участка в течение периода наблюдений ТМ- Каждая группа должна содержать три замера, производимых с периодичностью Axg. Временной интервал между группами замеров должен быть равным Агм. Получение групп из трех замеров необходимо для последующего вычисления значений производных, необходимых для процедуры идентификации. Значения величин Тм и Аты должны быть заданы к моменту начала эксперимента. 2. Проверка выборки медленной динамики по следующим критериям: количество групп замеров в выборке должно быть не менее 10, периодичность замеров в каждой должна быть равной Ах,,, а периодичность групп - Атм. Если выборка медленной динамики не насчитывает десяти последовательных групп замеров, то она таюке отбраковывается. Однако в этом случае часть эксперимента, включающая первую задачу по формированию выборки быстрой динамики, может считаться успешной, так как процедура идентификации быстрой динамики является самостоятельной. Если учесть тот факт, что периоды наблюдения для идентификации медленных движений должен превышать трое и более суток, а сбор данных для идентификации быстрой динамики при этом осуществляется за несколько часов, то становится ясным, что для формирования выборки быстрой динамики в РНЭ предоставляется больше шансов. Синхронность замеров эксперимента иллюстрирует временная диаграмма, представленная на рисунке 4.4. Момент начала эксперимента (согласно обозначений, принятых на рис.? - tl} совпадает с моментом выключения скважины 0, являющейся центральной для экспериментального участка. В период с момента t\ по t2 в рамках первой задачи осуществляется запись с периодичностью ЛтБ в базу данных замеров выборки быстрой динамики по скважине 0. Одновременно с момента ti начинает функционировать вторая задача, фиксирующая в базе данных синхронные группы замеров для выборки медленной динамики в скважине 0 и в периферийных скважинах 1-4. Поскольку по истечению периода наблюдений Тц в выборке быстрой динамики не зафиксировано необходимого числа замеров, то эксперимент прекращается. Следующий эксперимент, приуроченный к моменту включения скважины 0, начинается в момент времени 13. За период t3 -14 фиксируется 10 замеров, поэтому далее с периодичностью Атм по всем скважинам участка производятся группы замеров.
