Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Системный анализ предметной области и объектов исследования 27
1.1 Анализ экспериментальных исследований взаимодействия подземных нефтегазовых объектов с окружающей средой 28
1.2 Единство математических моделей и задач идентификации термобарометрических процессов взаимодействия с окружающей средой скважин, трубопроводов, резервуаров 45
1.3 Математические модели прямых задач прогнозирования процессов взаимодействия с окружающей средой .- 54
1.4 Определение физических параметров модели и метода решения обратных задач процессов взаимодействия с окружающей средой 67
1.5 Интегральные методы решения обратных коэффициентных и граничных задач 76
1.5.1 Одномерная постановка в цилиндрических координатах задачи интегральной оценки потоков на границе стенки объекта -окружающая сред 77
1.5.2 Определения потока из двумерного уравнения теплопроводности в цилиндрической системе координат 80
1.5.3 Определение теплофизических характеристик при малом объеме информации по пространственной координате 84
1.6 Анализ требований к техническим средствам для измерений давления и температуры в среде вмещающей подземные нефтегазопромысловые сооружения... 92
ГЛАВА 2. Разработка технических средств для термобарометрических измерений 98
2.1 Магнитоупругие свойства ферритовых кольцевых сердечников 100
2.1.1 Принципиальная схема магнитоупругого датчика усилия с кольцевым ферритовым сердечником . 100
2.1.2 Экспериментальное исследование магнитоупругого эффекта в кольцевых ферритовых сердечниках 105
2.1.3 Анализ результатов экспериментальных исследований магнитоупругого эффекта в кольцевых ферритовых сердечниках 122
2.2 Конструкции магнитоупругих датчиков усилий (МДУ) с ферритовыми сердечниками и схемы их включения 135
2.2.1 Конструкции МДУ с кольцевыми ферритовыми сердечниками и особенности их изготовления 135
2.2.2 Некоторые конструкции МДУ с кольцевым ферритовым сердечником для особых условий применения.. 152
2.2.3 Схемы включения МДУ с ферритовым кольцевым сердечником 168
ГЛАВА 3. Анализ метрологических характеристик проблемно-ориентированной измерительной системы контроля термобарометрических процессов 198
3.1 Тензочувствительность МДУ с ферритовыми сердечниками 198
3.2 Стабильность номинальной статической характеристики преобразования МДУ с ферритовыми сердечниками 204
3.3 Скважинные приборы для измерения давления и температуры с электрическим каналом связи между спускаемым измерителем и наземной вторичной аппаратурой 219
3.4 Автономный скважинный прибор для измерения давления и
температуры 224
ГЛАВА 4. Методология идентификации теплового взаимодействия нефтегазопромысловьгх объектов с окружающей средой 231
4.1 Алгоритм численного решения прямой задачи теплового взаимодействия подземных нефтегазовых объектов с окружающей средой 231
4.2 Обратная инверсная задача определения теплофизических характеристик окружающей среды по экспериментальньгм данным нестационарных тепловых режимов 252
4.2.1 Применение интегральных методов решения обратных задач для оценки температуропроводности окружающей среды .. 253
4.2.2 Определение температурной зависимости коэффициента теплопроводности окружающей среды 263
4.3 Обратная граничная задача идентификации тепловых потоков и коэффициентов теплопередачи на границе окружающая среда - подземный нефтегазопромысловый объект 280
4.3.1 Выбор граничных условий при расчетах теплового взаимодействия с окружающей средой 280
4.3.2 Граничная обратная задача как задача оптимального управления 283
4.3.3 Итерационный принцип регуляризации в граничных обратных задачах 287
4.3.4 Вычислительные особенности алгоритма восстановления граничных условий при наличии фазовых переходов в окружающей среде. 292
ГЛАВА 5. Опыт применения проблемно-ориентированной измерительной системы контроля термобарометрических процессов при строительстве и эксплуатации скважин 305
5.1. Исследования скважин в зонах распространения моголетнемёрзлых пород 306
5.2 Экспериментальные измерения гидродинамического давления на стенки скважины в процессе спускоподъемных операций 313
5.3 Обратная граничная задача идентификации фильтрационных потоков к скважине в вариационной постановке 325
ГЛАВА 6. Идентификация барометрических процессов взаимодействия крепи скважин с окружающей средой 341
6.1 Роль собственных напряжений цементного камня в обеспечении качественного цементирования скважин 341
6.1.1 Метод измерения напряжений в цементном камне 345
6.1.2 Собственные напряжения в процессе твердения минеральных вяжущих 354
6.1.3 Влияние деформации связей на кинетику собственных напряжений в расширяющемся тампонажном камне 357
6.1.4 Распределение собственных напряжений по цементному кольцу для усадочных тампонажных растворов 360
6.1.5 Распределение собственных напряжений по цементному кольцу для расширяющихся тампонажных растворов 369
6.2 Роль жидкой и твердой фаз тампонажного раствора в создании давления на ограничивающие связи в процессе твердения 374
6.2.1 Об источнике давления на связи при объемных изменениях твердеющих гидравлических вяжущих 374
6.2.2 Методика экспериментов при исследовании роли жидкой и твердой фаз в создании давления на ограничивающие связи в процессе твердения 377
6.2.3 Исследования давлений на связи жидкой и твердой фаз цементного раствора-камня при объемных изменениях 378
6.2.4 Экспериментальная идентификация модели процесса передачи давления пластового флюида на обсадную колонну через цементную оболочку 381
6.3 Опыт идентификации в промысловых условиях процесса передачи устьевого давления твердеющим тампонажным раствором по затрубному пространству скважины., 389
Выводы 407
Литература 409
- Анализ экспериментальных исследований взаимодействия подземных нефтегазовых объектов с окружающей средой
- Принципиальная схема магнитоупругого датчика усилия с кольцевым ферритовым сердечником
- Стабильность номинальной статической характеристики преобразования МДУ с ферритовыми сердечниками
- Применение интегральных методов решения обратных задач для оценки температуропроводности окружающей среды
Введение к работе
Актуальность темы. Сегодня как в России, так и во всем мире, бизнес, связанный с добычей и переработкой углеводородов, является одним из основных инвесторов наукоёмких информационных технологий. Нефтегазовые компании ищут новые способы оптимизации режимов нефтегазопромысловых объектов, производительности пластов и максимизации нефтеотдачи и общей номинальной стоимости активов. Это обуславливает необходимость исследования системных связей и закономерностей функционирования и развития системы нефтегазовый объект - окружающая среда и протекающих в ней процессов с целью повышения эффективности управления ими с использованием современных методов обработки информации.
Контроль измерений, сделанных в пласте, скважинах, трубопроводах, хранилищах и наземной сети, охватывает широкий диапазон масштабов времени (от секунд до лет), также как пространственные масштабы (от сантиметров до сотен метров). Все эти данные должны быть объединены для наиболее эффективного использования разрабатываемого месторождения так, чтобы одновременно достигнуть краткосрочных целей, связанных с добычей, и долгосрочных целей, связанных с финансами и номинальной стоимостью активов.
В современном Цифровом Предприятии (рисунок 1), по сравнению с обычным управлением работой нефтегазопромыслового комплекса, необходим более интегрированный процесс замкнутого цикла для оптимизации производительности нефтегазовых месторождений, от начальной фазы разработки месторождения до анализа различных стратегий разработки и добычи. Этот подход требует комбинации нового поколения программных и инструментальных средств моделирования, обеспечивая специалистов общедоступной моделью среды, связанной с датчиками, размещенными в стволах скважин и наземном оборудовании. Эта модель, регулярно обновляемая в реальном времени на основе информации, получаемой в процессе разработки и начальной фазы добычи, позволит компаниям оценить различные стратегии разработки, добычи, транспорта и хранения углеводородного сырья.
Одна из необходимых предпосылок для создания интеллектуального нефтегазопромыслового объекта - наличие скважинных и наземных датчиков (измерительной системы), собирающих в процессе строительства и на различных этапах эксплуатации пластовые и технологические параметры, необходимые для системы управления процессами в реальном масштабе времени. Интеллектуальный объект (комплекс математических моделей) и оптимизация как разработки так и эксплуатации - две ключевые предпосылки процесса управления в реальном времени на Цифровом Предприятии. Получается оптимизационный процесс с вложенным двойным циклом.
Внутренний "быстрый цикл" оптимизации добычи - достижение краткосрочных и среднесрочных целей, связанных с добычей углеводородов и движением денежной наличности. Этот быстрый цикл управляется такими высокочастотными данными контроля как давление, температура и расход многофазного флюида.
Внешний "медленный цикл" оптимизации - достижение долгосрочных целей в отношении чистого дисконтированного дохода и нефтеотдачи. Этот медленный цикл управляется редкими, задержанными во времени данными мониторинга месторождения, такими, как четырехмерный сейсмический мониторинг, комплексный геофизический каротаж, карты изобар и изотерм, кросскорреляционный анализ термо- и барограмм с каротажными диаграммами или другими данными глубинных измерений.
Значительная часть объектов нефтегазовой отрасли представляет собой сложные подземные сооружения, для которых механическое и тепловое взаимодействие с вмещающей средой является определяющим принципиальную возможность безаварийного строительства и эксплуатации. К ним относятся скважины, трубопроводы, резервуары подземных газонефтехранилищ, в первую очередь, сооружаемые в таких сложных условиях как многолетнемёрзлые породы, аномалии пластового давления и проявления горного давления в пластичных породах. Взаимодействие этих объектов с окружающей средой относится к пространственно-распределённым динамическим процессам, адекватное математическое описание которых строится на основе дифференциальных уравнений в частных производных относительно давления и температуры. Теоретическому и экспериментальному исследованию инженерных задач механики сплошной среды, возникающих при сооружении и эксплуатации подобных сооружений посвящено большое количество исследований. Разработан ряд математических моделей и методик расчета, в той или иной степени учитывающих общие закономерности и индивидуальные особенности среды, вмещающей конкретные объекты. Противоречие, формирующее проблему, состоит в следующем. В настоящее время образовалось значительное несоответствие между точностью решения прямых задач и точностью закладываемых в них параметров. Современные вычислительные средства позволяют решать весьма сложные задачи с высокой точностью. Проведен и проводится большой комплекс исследований по усовершенствованию различных методик; анализируются все более сложные математические модели; рассматриваются весьма тонкие вопросы теории; обсуждаются преимущества одних вычислительных средств перед другими и т. д. Однако в применении к практическим проблемам все это в значительной степени обесценивается низкой точностью закладываемых в проекты граничных условий, механических, фильтрационных и теплофизических параметров. Краевые задачи в конкретных условиях могут быть решены с точностью нескольких процентов, но польза от этого решения не всегда велика, так как в основу расчета закладываются параметры, определяемые подчас с заведомой погрешностью в сотни процентов, а иногда с погрешностью, которую нельзя даже оценить. Причина в том, что значения параметров среды, принимаемые по справочным источникам или в результате лабораторных исследований керна, существенно отличаются от значений, имеющих место в конкретных условиях и для данного объекта. Целесообразна идентификация их значений для конкретных объектов на основании термобарометрических измерений во время строительства и эксплуатации. Однако, в силу специфических требований к средствам измерения температуры и давления контроль этих параметров в практических условиях не всегда проводится в достаточном объёме, а в таком случае как зацементированное заколонное пространство скважин известно лишь небольшое количество экспериментальных исследований и отсутствует возможность измерений в скважинах, не оборудованных специальной аппаратурой при их строительстве.
Актуальность проблемы обусловлена постоянно повышающимися требованиями к точности проектных расчетов, необходимостью научного обоснования назначаемых режимов работы, призванных обеспечить оптимальную и надежную эксплуатацию, а также сохранность окружающей среды. В этой связи создание наукоемких и высокоэффективных методов и средств сбора, анализа, обработки информации и идентификации процессов взаимодействия с окружающей средой во многом определяет текущие и конечные технико-экономические показатели сооружения и эксплуатации нефтегазопромысловых объектов.
Актуальность работы подтверждает выделение в 2002 и 2003 гг. экспертным советом Российского фонда фундаментальных исследований фанта на проект 02-07-90479 «Информационно-измерительная система контроля термобарометрических процессов в подземных породах, вмещающих скважины и другие нефтегазопромысловые объекты» по конкурсу проектов создания информационных, вычислительных и коммуникационных ресурсов.
Область исследования - методы идентификации сложных систем и разработка проблемно-ориентированных систем управления, получения, анализа и обработки информации.
Объект исследования - термобарометрические процессы при взаимодействии подземных нефтегазовых сооружений с окружающей средой.
Предмет исследования -методы и средства исследования процессов термобарометрического взаимодействия нефтегазопромысловых объектов с окружающей средой.
Цель исследования. Целью является разработка общей методологии идентификации термобарометрических процессов взаимодействия с окружающей средой нефтегазовых подземных объектов (скважин, трубопроводов, хранилищ углеводородов) на основании информации от специально созданной проблемно-ориентированной измерительной системы и, в частности, применение её для изучения закономерностей процессов изменения температуры и давления в зацементированном заколонном пространстве вследствие воздействия окружающей среды и проведения различных работ в стволе скважины.
Для достижения цели поставлены следующие основные задачи исследования.
1.Обобщенное математическое описание термобарометрических процессов, распространение его на широкий класс пространственно -распределённых нефтегазовых объектов и формализация перехода от обобщённого описания к моделям частного вида для конкретных объектов. Методы параметрической идентификации моделей конкретных объектов по экспериментальной информации.
2.Разработка проблемно-ориентированной измерительной системы контроля термобарометрических процессов на базе магнитоупругих датчиков усилий, обладающих малыми габаритами, высокой прочностью, работоспособностью в широком диапазоне температур и давлений, позволяющих проводить исследования в различных средах, вмещающих подземные нефтегазопромысловые объекты, наиболее сложной из которых является зацементированное заколонное пространство скважин.
3.Разработка методов и алгоритмов решения прямых задач прогнозных расчетов теплового взаимодействия подземных нефтегазопромысловых объектов с окружающей средой с условием типа Стефана на границе промерзания и обратных задач идентификации теплофизических, фильтрационных характеристик среды и краевых условий на границе стенка объекта - окружающая среда.
4.Применение измерительной системы для исследования изменения давления и температуры в заколонном пространстве скважин, строящихся в зоне многолетнемёрзлых пород.
5. Идентификация на основании экспериментальных данных от созданной измерительной системы математических моделей нестационарных гидродинамических режимов скважин для оптимального управления при строительстве и эксплуатации.
6.Экспериментальные исследования с помощью созданной аппаратуры и системный анализ процессов образования собственных напряжений в цементном кольце крепи скважины и передачи давления окружающей среды на обсадную колонну через цементную оболочку.
Теоретической и методологической основой является системный анализ процессов при взаимодействии подземных нефтегазовых сооружений с окружающей средой и системный подход к созданию технических средств, методологии и математических моделей для идентификации процессов термобарометрического взаимодействия нефтегазопромысловых объектов с окружающей средой. В ходе проведения исследований использовались труды отечественных и зарубежных учёных в области математического моделирования и оптимального управления, численных методов анализа и оптимизации, теплофизики, метрологии, сооружения и эксплуатации разработки нефтегазопромыслов, нефтегазопроводов, нефтебаз и газонефтехранилищ ( Алифанов ОМ., Бек Дж., БулатовА.И., Васильев Ф.П., Видовский А.Л., Галицын А.С.,_Георгиевский В.Б., Коздоба Л.А., Тихонов А.Н., Успенский А.Б., Шумаков Н.В., Яковлев Е.И. и др.).
Научная новизна состоит в создании методологии исследования и идентификации термобарометрических процессов взаимодействия с окружающей средой нефтегазовых подземных объектов на основании экспериментальной информации от специально разработанных измерительных средств контроля собственных напряжений в материалах в процессе структурообразования, температуры и давления твердой, жидкой или газообразной фаз среды. В рамках этого направления получены следующие научные результаты.
1. Выполнен ряд экспериментальных исследований влияния температуры, гистерезиса магнитной проницаемости, воспроизводимости и временной стабильности магнитоупругого эффекта в кольцевых ферритовых сердечниках. В результате созданы специальные датчики усилий для барометрических измерений.
2. Создана проблемно-ориентированная система контроля термобарометрических процессов включающая в себя аппаратуру и методику измерения температуры, полного давления, давления твердой и жидкой фаз окружающей среды
3. Разработаны методы и алгоритмы решения прямых задач прогнозных расчетов теплового взаимодействия подземных нефтегазопромысловых объектов с окружающей средой с учетом возможных фазовых переходов на границе промерзания.
4. Разработаны в вариационной и интегральной постановке алгоритмы обратных задач идентификации теплофизических и фильтрационных характеристик среды и краевых условий на границе стенка объекта окружающая среда на основании данных системы контроля.
5. С помощью разработанной системы контроля получены экспериментальные данные:
-изменения давления и температуры в заколонном пространстве скважин, строящихся в зоне многолетнемёрзлых пород;
-изменения собственных напряжений в процессе структурообразования тампонажных растворов и различных твердеющих вяжущих;
-о роли жидкой и твердой фаз тампонажного раствора в создании давления на крепь скважины;
-о передаче устьевого давления по зацементированному заколонному пространству скважины;
-о гидродинамическом давлении в скважине во время спускоподъёмных операций.
6. Совокупность разработанных методологии, алгоритмов, измерительной аппаратуры и результатов экспериментальных исследований представляются (квалифицируется) как теоретическое обобщение и решение научной проблемы, имеющей важное народнохозяйственное значение для нефтегазового комплекса страны.
Практическая ценность. Входящий в разработанную методологию комплекс алгоритмов и программ позволяет производить прогнозные расчёты теплового взаимодействия подземных хранилищ сжиженных углеводородов, скважин, трубопроводов с окружающей средой, проводить периодически идентификацию граничных условий, теплофизических свойств изоляции и окружающей среды, что дает возможность повысить надежность, оптимизировать эксплуатационные расходы.
Проведение термобарометрических исследований в скважинах с помощью разработанной аппаратуры необходимо для успешного и научно обоснованного решения ряда практических проблем:
-расчёт крепи нефтяных и газовых скважин;
-выбор по величине напряжения в горных породах необходимого удельного веса бурового раствора, параметров режима бурения;
-прогнозная оценка прочности горных пород при сверхглубоком бурении с учетом величины горного и гидростатического давлений на ожидаемых глубинах;
-определение допустимой прочности проницаемого тампонажного камня для фильтра в скважинах с обильным выносом песка;
-определение необходимой прочности тампонажного камня в заколонном пространстве скважины;
Разработанная аппаратура и методика позволяют проводить следующие актуальные исследования.
При сооружении скважины:
-термобарометрических процессов в заколонном пространстве при различных работах в стволе скважины; -проявления горного давления в открытом стволе скважины, в скважинах, сооружаемых в зонах залегания многолетнемерзлых пород, слабосцементированных песчаников, мощных соляных отложений, пластичных глин, сейсмически активных зонах и аномально высоких пластовых давлениях;
-гидродинамических давлений в стволе скважины при спуске бурильных и обсадных колонн.
При эксплуатации скважины:
-изменения давления и температуры в заколонном пространстве в зоне многолетнемерзлых пород при длительном простое скважины и при различных режимах отбора нефти и газа;
контроль гидродинамических давлений для:
а) непрерывного построения изобар в системе централизованного контроля за разработкой месторождения;
б) установления и контроля рационального режима отбора углеводородов из скважины;
в) оценки эффективности мероприятий по поддержанию пластового давления;
г) оценки эффективности мероприятий по воздействию на пласт взрывчатых веществ, внутрипластового горения и др.
Одним из перспективных приложений разработанной методологии, качественно повышающим эффективность применения, является её использование в составе систем автоматической идентификации и автоматизированного синтеза систем оптимального цифрового управления пространственно распределенными динамическими объектами.
Внедрение. Разработанные алгоритмы включены в государственный фонд алгоритмов и программ и отраслевой фонд Газпрома, внедрены ПО «Оренбурггазпром», Применены в учебном процессе по дисциплине «Обработка экспериментальных данных на ЭВМ», Информационно-измерительная система контроля термобарометрических процессов, включающая измерительные средства и комплекс алгоритмов принята ОАО НК «Роснефть-Термнефть» для исследования скважин НГДУ «Черно мор нефть».
Канчуринской станцией подземного хранения газа ООО «Баштрансгаз» ОАО «Газпром» принята в 2004г в опытно-промышленную эксплуатацию система контроля термобарометрических процессов, включающая специальные приборы для измерения температуры и давления среды (полного давления и отдельно давления твёрдой и жидкой или газообразной фазы), устройство для передачи информации из памяти прибора в ЭВМ, методы и алгоритмы первичной обработки и визуализации результатов измерений и решения обратных задач идентификации теплофизических, фильтрационных характеристик и граничных условий в математических моделях процессов взаимодействия с окружающей средой нефтегазовых объектов.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на III Московской научно-технической конференции «Проблемы поиска, разведки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» (МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, Москва, 1978 г.); Всесоюзном семинаре «Промышленная теплоизоляция. Технология, расчет, проектирование, эксплуатация.» (ВНИПИТеплопроект, Москва, 1978 г.); Всесоюзном семинара «Новые достижения в гидравлике промывочных растворов и тампонажных систем» (Ивано-Франковск, Москва, 20 - 22 апреля 1982 г.); Республиканской научно-технической конференции «Проектирование, строительство и эксплуатация подземных хранилищ для нефтепродуктов и сжиженных газов» (Ивано-Франковск, 20-21 сентября 1984 г.); Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи, транспортировки.(Тюмень, 16 - 18 ноября 1985 г.); Республиканской научно-технической конференции «Повышение эффективности систем нефтепродуктообеспечения на основе технического перевооружения». (Кировоград, 21-23 сентября 1988 г.); YIII Республиканская научно-техническая конференция. (Уфа, 28-30 ноября 1988 г.);. Всесоюзной научно-технической конференции «Проблемы создания, опыт разработки, внедрения АСУ в нефтяной, газовой, нефтехимической промышленности и объектов нефтеснабжения» (Сумгаит, 1990 г.); 3-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния развития нефтегазового комплекса России», посвященной 70-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (Москва, 27 - 29 января 1999 г.); Межвузовская региональная научная конференция «Электромеханические преобразователи энергии» (Краснодар, 25 - 26 марта 2004 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 45 печатных работ, в том числе 3 монографии в центральных издательствах, 1 научно-технический обзор, 1 авторское свидетельство.
В первой главе показано, что для таких объектов нефтегазовой отрасли как скважины, трубопроводы, резервуары подземных газонефтехранилищ не смотря на их конструктивное и функциональное различие актуально решение общих проблем термобарометрического взаимодействия с окружающей средой, свойственно единство математических моделей этих процессов и применение одних и тех же математических методов и измерительных средств для их исследования.
В системах автоматического управления обычно используется подход, основанный на строгой ориентации при построении математических моделей объектов, алгоритмов идентификации и управления на конкретные технологические процессы и объекты. Однако не всегда учитывается, что физические явления, происходящие в исследуемом объекте, могут иметь широкое распространение в объектах другой природы и назначения. Иной подход, выбранный в работе, основан на первоначальном обобщённом математическом описании физических явлений, построении достаточно обобщённых алгоритмов идентификации и управления этими явлениями с последующей привязкой разработанных алгоритмов к конкретным объектам с учётом их специфических особенностей и сведением алгоритмов идентификации и управления общего вида к конкретным частным случаям. Такой подход обусловливает более широкую область применения и распространения получаемых разработок, позволяет перейти к автоматизированному синтезу алгоритмов идентификации и управления широким классом объектов. Рассмотрено обобщённое математическое описание термобарометрических процессов в виде дифференциальных уравнений параболического и гиперболического типов и показано, что оно распространяется на взаимодействие с окружающей средой широкого класса нефтегазопромысловых объектов.
Используя методологию системного подхода к исследованию сложных и не полностью формализованных систем, выделены границы области исследований и сформулированы задачи.
По принятой классификации при расчетах термобарометрических режимов возникают следующие задачи:
прямые задачи — определение полей переменных состояния при заданных интенсивности потока и характеристиках окружающей среды и теплоизоляции;
обратные задачи — определение значений потоков и коэффициентов граничных условий по известным характеристикам и переменным состояния среды;
инверсные задачи — уточнение расчетных значений характеристик среды по экспериментальным данным о нестационарных режимах, являющихся исходными данными, обусловливающими точность решения первых двух типов задач.
Выполнен анализ известных исследований и возможных методов решения сформулированных прямых и обратных задач, выбраны эффективные численные методы и алгоритмы идентификации в вариационной и интегральной постановках.
Показана необходимость создания аппаратуры для термобарометрических измерений, способной функционировать в наиболее сложных условиях зацементированного заколонного пространства. Это позволит использовать её для исследования других подземных нефтегазопромысловых объектов и выполнить перечисленное выше в разделе «Основные задачи исследования» и в разделе «Практическая ценность».
Вторая и третья главы посвящены созданию проблемно-ориентированной системы контроля термобарометрических процессов включающей в себя аппаратуру и методику измерения температуры, полного давления, давления твердой и жидкой фаз окружающей среды.
Во второй главе обобщены результаты выполнявшихся в течении ряда лет исследований магнитоупругих свойств ферритовых кольцевых сердечников для разработанных конструкций датчиков усилия с ферритовым чувствительным элементом.
Разработаны модификации измерительных приборов как автономные так и с электрическим каналом связи, в которых давление и температура в виде электрических сигналов передаются к наземной регистрирующей аппаратуре по каротажному геофизическому кабелю. На базе ЭВМ создана система автоматизированного сбора и обработки информации от ряда скважинных снарядов. Разработанная проблемно-ориентированная измерительная система в различной конфигурации применялась для исследований пространственно-распределённых динамических процессов в скважине и заколонном пространстве. В частности для термобарометрических исследований при строительстве скважин в условиях многолетнемерзлых пород. В четвёртой главе выполнена привязка рассмотренных в первой главе общих моделей и алгоритмов к конкретным объектам с учётом их специфических особенностей и сведением алгоритмов идентификации и управления общего вида к конкретным частным случаям.
На основании работ по исследованию теплового взаимодействия подземных изотермических объектов с окружающей средой показано, что в общем случае независимо от типа объекта возникает необходимость решений нелинейной нестационарной задачи теплопроводности с условием Стефана на границе раздела мерзлой и талой зон. Проведен сравнительный анализ существующих методов решения задач данного типа и сделан вывод о целесообразности применения численного метода, основанного на введении функции теплосодержания со сглаживанием разрывных коэффициентов в области фазового перехода.
Разработан алгоритм численного решения прямой задачи теплового взаимодействия подземных нефтегазовых объектов с окружающей средой и приведены результаты его применения для расчета теплового взаимодействия с окружающей средой подземного изотермического хранилища жидких углеводородов, стенки которого выполнены из предварительно напряженного железобетона.
Рассмотрена обратная инверсная задача определения теплофизических характеристик окружающей среды по экспериментальным данным нестационарных тепловых режимов
Показано практическое применение разработанных в первой главе интегральных методов решения обратных задач для оценки температуропроводности среды окружающей подземное хранилище сжиженных углеводородов.
Решена обратная граничная задача идентификации тепловых потоков и коэффициентов теплопередачи на границе окружающая среда — подземный нефтегазопромысловый объект как задача оптимального управления. В пятой главе приведены некоторые результаты промысловых исследований, дающих представление о возможностях применения измерительной системы для длительного мониторинга термобарометрических процессов в закол онном пространстве скважин в зоне многолетнемёрзлых пород, оперативного контроля гидродинамических процессов в стволе скважины во время технологических операций, а также для идентификации параметров, характеризующих состояние пласта в призабойной зоне. В частности, приведены результаты измерений гидродинамических давлений при спуско-подъёмных операциях, полученные впервые в промысловых условиях при кольцевом зазоре всего 3,5 мм.
В шестой главе разработана методология идентификации барометрических процессов взаимодействия скважин с окружающей средой и дано её применение для исследования процессов в цементном кольце крени скважины. Практика применения цементного камня в различных областях техники показывает, что при отсутствии силовых и внешних температурных воздействий в нем возникает напряженное состояние. Напряжения в камне должны уравновешиваться реакциями связей, т. е. реакциями обсадной колонны и стенок скважины, и вызывать давления на связи. Знание этих давлений необходимо при расчете обсадных колонн, а также для уяснения физической сущности процессов, происходящих в зацементированной части заколонного пространства скважины на различных этапах ее строительства и эксплуатации.
Несмотря на многолетнюю мировую практику крепления скважин тампонажними цементами, роль цементной оболочки в закол онном пространстве скважины во многих аспектах не выяснена или слабо изучена. Это объясняется, в первую очередь, недоступностью прямого визуального или приборного исследования изучаемого объекта в полном объеме.
Разработанные специальные технические средства измерения и метод определения собственных напряжений в твердеющих в условиях ограниченной деформации вяжущих позволили провести лабораторные исследования роли собственных напряжений цементного камня в обеспечении качественного цементирования скважин, роли жидкой и твердой фаз тампонажного раствора в создании давлення на ограничивающие связи в процессе твердения.
Проведенные эксперименты по исследованию кинетики собственных напряжений и изложенные выше выводы позволяют уточнить и дополнить, а в некоторых случаях пересмотреть, существующие представления о природе причин, вызывающих собственные напряжения в твердеющих минеральных вяжущих, и об их проявлениях в конструкциях из цементного камня.
Одним из многочисленных назначений цементной оболочки в заколонном пространстве скважин является надежное разобщение пластов, пройденных скважиной, т. е. изолирование продуктивных горизонтов. Последнее возможно, если цементная оболочка газоводонепроницаема, заполняет весь кольцевой зазор между стенками скважины и обсадной колонной, обеспечивая напряженный контакт с их поверхностями, и если в цементной оболочке отсутствуют трещины и каналы, являющиеся путями перетока газа и жидкости.
Разработанная система автоматизированного контроля участвовала в крупномасштабных экспериментах для исследований процесса передачи устьевого давления по зацементированному заколонному пространству. Полученные результаты позволили экспериментально идентифицировать модель процесса передачи давления пластового флюида на обсадную колонну через цементную оболочку и пересмотреть ряд принятых ранее а priori положений этой модели.
Анализ экспериментальных исследований взаимодействия подземных нефтегазовых объектов с окружающей средой
Известно, что в заколонном пространстве скважин проявляется действие различных факторов, изучение влияния и динамики которых связано с большими трудностями из-за особенностей конструкций скважин, практически ограничивающих возможность установления здесь контроля (прямого визуального или с помощью приборов). Однако изучение этих факторов необходимо для устранения таких явлений, как закол они ые газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки, повреждение крепи и др.
Специалистов давно интересовали причины и механизм газонефтеводопроявлений, возникающих иногда после цементирования скважин, в период ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). Среди многих предполагаемых прямых или косвенных причин возникновения этого нежелательного явления особый интерес представлял факт снижения в период ОЗЦ давления столба тампонажного раствора на пластовый флюид.
Другой причиной было желание выявить значение давления цементного камня на обсадные трубы - главный параметр при расчете обсадных колонн. По наиболее распространенной ранее методике расчета обсадных колонн расчетное наружное давление затвердевшего цементного камня принималось равным давлению столба жидкого тампонажного раствора. Очевидно, что это положение методики становилось неприемлемым в случае признания факта изменения давления столба тампонажного раствора в период ОЗЦ.
Третьей причиной стремления к проведению таких исследований явилась необходимость контролирования процессов растепления и обратного промерзания многолетнемерзлых пород (ММП) в околоствольной зоне скважин. При проводке скважин в ММП буровой раствор с положительной температурой, взаимодействуя с мерзлыми породами, имеющими отрицательную температуру, вызывает их растепление. К этому приводит также теплоотдача тампонажного раствора при цементировании скважин и продукта, добываемого из имеющих более высокую температуру нижезалегающих продуктивных пластов. Растепление горных пород дает нежелательные последствия, особо опасные при значительной льдистости слабо сцементированных пород (образование каверн в необсаженном стволе бурящейся скважины или заполненных водой каверн в заколонном пространстве обсаженных скважин, проседание кондукторов, смещение устьевого оборудования и др.). При длительном простое скважины понижается температура в околоствольной зоне и возможно обратное промерзание горных пород. В этом случае замерзание воды в кавернах и увеличение, ее объема при превращении в лед могут привести к возникновению недопустимо большого давления на обсадные трубы, опасного для их целостности.
Наконец, четвертой причиной явилась необходимость контроля над давлением горных пород на крепь скважины. При бурении скважин в пластичных горных породах (некоторые виды глин, солей) под воздействием горного давления такие породы выдавливаются в ствол скважины, что нередко бывает причиной смятия и поломок обсадных труб.
Из экспериментальных работ наиболее полномасштабными следует признать заколонные измерения тепловых нарушений ММП в процессе сооружения и эксплуатации скважин, выполненные на месторождении Прадхо Бей на Аляске [167].
Проведение первых заколонных измерений за рубежом было вызвано, необходимостью исследований тепловых нарушений ММП в процессе сооружения и эксплуатации скважин. Поэтому в первую очередь создавались технические средства для контролирования температуры в зацементированном заколонном пространстве. В частности с этой целью вначале были разработаны способы изготовления многожильных кабелей с встроенными терморезисторами.
В зоне распространения ММП были специально пробурены две скважины - Дрил Сайт 4-6 и Дрил Сайт 1-6 на глубину соответственно 823 и 838 м. Подошва ММП в разрезе этих скважин находилась на глубине 579 м. Конструкция скважин была одинакова. Скважина Дрил Сайт 4-6 была пробурена с применением бурового раствора на водной основе, а Дрил Сайт 1-6 - раствора на нефтяной основе. К обсадной колонне крепились три кабеля: один - с терморезнсторамн и два - с датчиками давления. Исследователей интересовало, как будут изменяться давление и температура в околоствольной зоне в процессе бурения, простоя скважины и ее эксплуатации.
Для воспроизведения процесса бурения, а затем и кратковременного периода добычи через колонну подъемных труб (в скважине Дрил Сайт 4-6 колонна НКТ была спущена на глубину 623 м, а в скважине Дрил Сайт 1-6 31 на глубину 775,4 м) осуществлялась циркуляция горячей незамерзающей жидкости (50%-я смесь воды и спирта). В течение циклов таяния и последующего замораживания на поверхность передавались данные о температуре и давлении.
Исследования проводились по двум полным циклам таяния и обратного замораживания ММП для каждой скважины. В течение первого цикла теплота генерировалась в количестве, которое ожидалось в процессе бурения и заканчивайия разведочных скважин на месторождении Прадхо Бей. В течение второго цикла количество генерируемой теплоты приблизительно соответствовало ожидаемому за кратковременный период добычи нефти из обычной скважины.
Сначала температуру замеряли с помощью смонтированных снаружи на обсадной колонне терморезисторов. Позднее большая часть терморезисторов вышла из строя, температуру замеряли с помощью термометров, спускаемых в обсадную колонну на геофизическом кабеле.
Результаты замеров температуры показали, что через несколько суток после прекращения циркуляции теплоносителя температура во всех случаях понизилась до точки замерзания.
Показания датчиков давления первоначально соответствовали градиенту гидростатического давления столба жидкости в заколонном пространстве. Однако в течение нагревательных циклов наружное давление уменьшилось и стало меньше, чем соответствующее градиенту гидростатического давления. Отмечен также нелинейный характер распределения давления по глубине в продолжение нагревательных циклов, что, видимо, можно объяснить появлением в заколонном пространстве вызванных осыпанием грунта перемычек, которые препятствовали вертикальному перетоку жидкости снаружи обсадных колонн.
Принципиальная схема магнитоупругого датчика усилия с кольцевым ферритовым сердечником
Достоинством первого способа является возможность длительного проведения непрерывных измерений при любых операциях в стволе скважины без прекращения работы буровой бригады или перерыва в эксплуатации скважины.
К недостаткам первого способа относятся: трудоемкость прокладки и большой расход геофизического кабеля в заколонном пространстве, а также значительный риск повреждения его при спуске обсадной колонны.
Достоинствами второго способа являются: малая трудоемкость организации канала связи; малый риск повреждения кабеля (риск повреждения заколонных датчиков равновелик риску при первом способе); возможность многократного использования геофизического кабеля в разных скважинах; возможность увеличения числа точек измерений по стволу скважины без изменения наземной аппаратуры и увеличения расхода кабеля.
К недостаткам второго способа относятся: необходимость прекращения работ в стволе скважины или ее эксплуатации на период проведения измерений; невозможность исследования влияния проведения различных работ, в стволе скважины на изменение контролируемых параметров заколонного пространства; невозможность получения информации от заколонных датчиков в случае спуска следующей колонны труб вследствие возникающего при этом экранирующего эффекта; невозможность организации непрерывного контроля за непредсказуемо изменяющимися параметрами заколонного пространства в целях предотвращения аварийной ситуации.
Неоспоримым является факт неизмеримого превосходства первого способа над вторым по объему информации. Поэтому на данном уровне развития науки и техники первый способ следует признать более перспективным для заколонных исследований.
По способу установки заколонных датчиков на обсадной трубе устройства подразделяются на два типа: у первого типа чувствительные к давлению (усилию) элементы помещены в скважинные приборы специальных конструкций, которые не выполняют функций обсадной колонны и рассчитаны на крепление к стандартной обсадной трубе; у второго типа чувствительные к давлению (усилию) элементы одновременно выполняют функции части обсадной колонны.
Устройства первого типа, как правило, имеют меньшие габариты и массу скважиннои части, что существенно облегчает работы по их градуировке, проверке на герметичность, транспортированию. Для определения метрологических характеристик устройств данного типа обычно имеются стандартные оборудование и приборы; требуется только создание простых, малогабаритных и дешевых приспособлений. Достоинством устройств данного типа следует считать отсутствие их влияния на прочностные характеристики обсадных труб. Выход из строя устройств данного типа не нарушает герметичности обсадной колонны, их можно крепить на обсадных трубах разного диаметра.
В устройствах второго типа скважинная часть представляет собой, как правило, одну или несколько трубных вставок, выполненных иногда из материала со специальными свойствами. Они могут быть вмонтированы в колонну обсадных труб только определенного диаметра, с определенными толщиной стенки и типом резьбы. На поверхность трубной вставки наклеиваются тензодатчики для измерения либо осевой нагрузки, либо радиально-сжимающего давления, а также крепятся датчики температуры. От каждой вставки прокладывается многожильный геофизический кабель до устья скважины. Трубные вставки должны быть испытаны на внутреннее и внешнее сминающее давление, как и обсадные трубы, предназначаемые для спуска в скважину. Значительные габариты (2...3 м) и масса (230...400 кг) скважиннои части устройств данного типа существенно усложняют работы по их градуировке, проверке на герметичность, транспортированию и монтажу. Для их градуировки и испытания на герметичность, как правило, требуется создание специальных устройств со значительными габаритами и массой. Достоинством устройств данного типа является, как правило, идентичность трубной вставки и стандартной обсадной трубы по схемам нагружения в скважине, отсутствующая у приборов первого типа. Однако при оснащении вставок тензодатчиками необходимо обеспечить возможность по измеренным на поверхности деформациям идентифицировать схему нагружения трубной вставки в скважине и соответствие ее схеме нагружения при градуировке.
Сопоставление достоинств и недостатков устройств обоих типов показывает, что устройства первого типа предпочтительнее. Процессы, протекающие в зацементированном заколонном пространстве, по своей природе многообразны. Однако в данный момент наиболее актуальны вопросы о механических процессах, обусловливающих требуемую прочность крепи скважины, и о тепловых процессах, также приводящих к возникновению дополнительных усилий в крепи. При определении требуемой прочности крепи определяющими являются давление и температура, поэтому для большинства известных устройств эти параметры относятся к числу контролируемых. Для специфических условий строительства скважин в зонах распространения ММП существенен контроль осевой нагрузки, но проблема контроля давления не теряет актуальности.
Весьма существенным является размер кольцевого зазора между спускаемой колонной и стенками скважины, требуемый для установки заколонных датчиков. Чем больше требуемый размер зазора, тем больше расход энергии, материалов, затрат труда на строительство скважины.
Стабильность номинальной статической характеристики преобразования МДУ с ферритовыми сердечниками
Согласно ГОСТу 16263-70 "Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология" стабильность средства измерения определяется как качество средства измерений, отражающее неизменность во времени его метрологических свойств. Для оценки стабильности средства измерений нет единого правила. Методы определения стабильности и сами критерии стабильности различны для средств измерения различных типов и назначений. Обычно критерии оценки стабильности и методы ее определения задаются в ГОСТах или технических условиях на данное средство измерения. В ГОСТах на приборы Государственной системы промышленных приборов и средств автоматизации, например, ГОСТ 9898 - 69, ГОСТ 14796 - 69, ГОСТ 7919-72 и др., нормируется не стабильность, а ,так называемое, непостоянство выходного сигнала, которое определяется по результатам пяти проверок: первые две проверки следуют непосредственно одна за другой; третья - через 2 часа после второй; четвертая - через 4 часа после третьей; пятая - через 18 часов после четвертой. Между четвертой и пятой проверками прибор выдерживают под давлением равным 2/3 от верхнего предела измерений. Температура окружающего воздуха установлена 20+5 С . Отклонение температуры от начальной при всех поверках не должно превышать +1 С.
Приборы считаются выдержавшими испытания, если величина непостоянства показаний за 30 ч не превышает половины абсолютного значения предела допускаемой погрешности.
Непостоянство показаний определяется раздельно для прямого и обратного ходов как разность между максимальным и минимальным значениями выходного сигнала, полученными после всех поверок при одном и том же значении воздействующего параметра. Разработанный глубинный дистанционный манометр МММ-1 (предел допускаемой основной погрешности 1,5% от верхнего предела в 100 МПа) и заколонные измерители давления и температуры ЗИД-1 (предел допускаемой основной погрешности 2,5% от верхнего предела 40,0 МПа) и ЗИД - 2 (3,5% от 40,0 МПа) выдержали государственные приемочные испытания и, следовательно, удовлетворяют требованиям указанных ГОСТов.
Однако следует признать, что изложенный выше метод оценки непостоянства показаний прибора не дает убедительной картины временной стабильности, так как все поверки проводятся в относительно легких условиях: всего пять сопоставляемых градуировок, выполняемых при фиксированной (+1 С) и неизменной во времени температуре и в очень малый промежуток времени (24 часа).
В технической литературе распространено мнение о значительной временной нестабильности граду ировочных характеристик МДУ с ферритовыми сердечниками, что, по-видимому, и является причиной ограниченного количества работ, посвященных их созданию. К сожалению, нам неизвестно ни одной работы, в которой были бы приведены экспериментальные данные, позволяющие количественно оценить нестабильность градуировочных характеристик МДУ с ферритовыми сердечниками. Некоторые представления о возможных нестабильностях градуировочных характеристик МДУ с ферритовыми сердечниками можно получить из работ [102, 103] в [102] приведены результаты исследования флуктуации начальной магнитной проницаемости промышленных образцов марганец - цинковых ферритов марок 2000 НМ, 2000 НМ1, 1500 НМ2, 1500 НМЗ и 700 НМ. Было установлено, что изменение начальной магнитной проницаемости ферритов во времени (см. рисунок 3.3), заимствованный из работы [102] является сложной функцией, имеющей две составляющие. Одна из них, в основном монотонно изменяющаяся во времени, определяется процессами, протекающими в веществе феррита. Другая составляющая, имеющая флуктуационный характер, обусловлена воздействием внешних факторов, таких как изменение комнатной температуры, внешних магнитных полей, атмосферного давления и влажности. Естественно предположить, что флуктуации ]лН прежде всего обязаны колебаниям температуры. Однако, при учете температурного коэффициента флуктуации Н не исчезли, а лишь уменьшилась их амплитуда. Колебания комнатной температуры могут вызвать флуктуации //// так же вследствие явления ее температурного гистерезиса, которое заключается в том, что у ферритов, находящихся в слабом магнитном поле, по прошествии температурного цикла начальная магнитная проницаемость, как правило, не возвращается к исходному значению. Повышение температуры вызывает не только явление термомагнитного гистерезиса //#, но и явление дезаккомодации, т.е. уменьшения //я во времени после температурного цикла. Изменение атмосферного давления может проявиться как результат изменения механической нагрузки на феррит, вызывающее как и в случае изменения внешнего магнитного поля и теплового удара, изменение величины проницаемости и последующее явление дезаккомодации или как окислительно-восстановительный процесс вследствие изменения парциального давления кислорода.
Применение интегральных методов решения обратных задач для оценки температуропроводности окружающей среды
Наличие канала связи позволяет осуществлять контроль в реальном времени, а также передачу информации от датчика, который невозможно извлечь назад из среды измерений, например, датчик в цементном камне заколонного пространства, однако канал связи существенно усложняет тарировку датчиков и, главное, спуск датчика в скважину. К тому же стоимость каротажного кабеля может превышать стоимость самого спускаемого в скважину снаряда.
Для исключения проблемы канала связи в тех технологических ситуациях, где это допустимо, для расширения области применения разработан автономный погружной внутрискважинный измеритель давления и температуры ВИД-1. После подъема измерителя из скважины он подключается через модуль сопряжения к компьютеру, осуществляется считывание информации из запоминающего устройства, восстановление по тарировочным характеристикам датчиков кривых изменения во времени давления и температуры.
ВИД-1 состоит из блока датчиков с частотным выходом электрического сигнала, блока генерации управляющих сигналов, блока записи цифровых сигналов и блока питания, размещенных в корпусе аналогичном выпускавшимся отечественной промышленностью манометрам типа МГГ. Пределы измерения давления от 20 до 400 атм., температуры от 20 до 80 градусов. Предел допускаемой основной приведенной погрешности в процентах от верхнего предела измерений по давлению — 2%; по температуре — 1.5%. Интервал времени между записями в память показаний датчиков устанавливается перед запуском прибора и может быть 2 с.,4 с, 8 с, 16 с, 1 или 2 минуты. Спуск измерителя может быть осуществлен на проволоке через лубрикатор в фонтанные скважины, либо креплением его непосредственно на НКТ и спуском подъемом во время плановых ремонтов. Время пребывания измерителя в скважине определяется емкостью запоминающего устройства, интервалом между измерениями, емкостью источника питания и может составлять до 7 суток. Запоминающее устройство имеет автономное питание и сохраняет информацию даже при отключении основного источника. В лабораторных условиях исследованы чувствительность и стабильность метрологических характеристик в различных диапазонах давления и температуры, влияние на них напряжения источника питания, времени эксплуатации. Лабораторная установка для тарировки измерителя давления и температуры состояла из грузо поршневого манометра, термостата и специальной месдозы, в которой находился исследуемый измеритель. Грузопоршневым манометром создавалось известное давление Р в месдозе, а термостат поддерживал в ней заданную температуру Т. Давление с интервалом 10 атм изменяли от 0 до 400 и обратно. Эта процедура повторялась при температуре 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80,90, 100 градусов. Сигнал от датчиков давления F и температуры fr, представленный частотой электрических колебаний, фиксировался в памяти измерителя и контрольным частотомером. По окончании процедуры изменения давления измеритель подключался через модуль сопряжения к ЭВМ, и частотные сигналы из памяти измерителя считывались и сохранялись в файле. На рисунке 3.8 представлена тарировочная кривая датчика температуры, методами регрессионного анализа для нее выбрана линейная модель Т— -14.7118+0.002289 f. На рисунке 3.9 показано изменение чувствительности датчика давления. В целом чувствительность достаточно высока, порядка 60 герц на атмосферу, но существенная нелинейность и даже смена ее знака осложняют пересчет частотного сигнала датчика в измеряемое давление. Смена знака и низкая чувствительность при малых давлениях обусловили нижний предел измерения давления в 20 атм. Верхний предел работоспособности будет определяться механической прочностью конструкции и в первую очередь кольцевыми уплотнениями, примененными в конструкции датчика, и в принципе может быть увеличен до 1000 атм. Для пересчета частотного сигнала датчика давления в атмосферы применены регрессионные модели в виде полиномов разных степеней. Анализ разностей между показаниями грузопоршневого манометра и давлениями, рассчитанными регрессионным моделям по частотным сигналам ВИД-1, показывает, что у полинома второй степени абсолютная погрешность в 2 - 3 раза больше чем у полиномов старших степеней. Так, принятая нами замена тарировочной кривой регрессионной моделью пятой степени вносит приведенную к верхнему пределу измерений погрешность максимум 0.5% , а в среднем по диапазону до 400 атм в два раза меньше. Из сопоставления тарировок, полученных при разных температурах с перерывом во времени в четыре месяца, следует, что чувствительность меняется и от температуры, и от времени, в пределах +0.05 атм. Причем при больших давлениях чувствительность практически не меняется. Для чтения выполненных измерений ВИД-1 подключается к IBM PC через специальный модуль сопряжения к LPT порту. Драйвер модуля сопряжения спрашивает у пользователя общее время проведения измерений и интервал в секундах между соседними измерениями. После этого на жестком диске компьютера создается два файла в кодах ASCII.
