Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

РАСПОЗНАВАНИЕ, ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ МЕТОДОМ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ДИАГНОСТИЧЕСКОЙ ПРОЦЕДУРЫ

В сложных условиях, характеризующихся одновременным дей­ствием множества факторов, трудно создать модель процесса, позволяющую оценивать возникшую ситуацию, прогнозировать последствия от изменения факторов и определять значения уп­равляемых параметров, позволяющих предупреждать осложне­ния или снижать их вероятность. В случаях прихватов колонн труб эффективно применение статистических методов, позво­ляющих создать вероятностную модель процесса на основе фак­торов, влияющих на него прямо или косвенно.

К статистическим методам относятся различные процедуры по распознаванию образов, которые в последнее время находят все большее использование в различных областях науки и тех­ники, в том числе в бурении и нефтедобыче [43, 44].

Во ВНИИКРнефти автором совместно с А. Г. Аветисовым, Н. Н. Кошелевым, Н. Г. Аветисяном, М. М. Ахмадуллиным, С. Р. Хлебниковым разработана процедура распознавания, про­гнозирования и предупреждения прихватов колонн статистиче­скими методами [3, 42, 60], с успехом реализующаяся в ряде объединений Министерства нефтяной промышленности.

Метод последовательной диагностической процедуры поз­воляет быстро и в наиболее приемлемой форме обобщать обширные промысловые данные по результатам массового бу­

рения скважин. Для разработки процедуры все разновидности прихватов, встречающиеся на практике, разделили на три типа: I — под действием перепада давления; II — заклинивание ко­лонн труб при движении в скважине; III — вследствие сужения сечения ствола скважины (в результате оседания шлама, утя­желителя, осыпей, обвалов, выпучивания пород, сальникообра — зования и т. п). На начальной стадии разработки процедуры строят диагностические таблицы.

Поскольку возникновение прихватов обусловлено совмест­ным действием многих факторов, то состояние объекта может быть охарактеризовано вектором

X(XVX2, . . . ,Хп),

компоненты которого Хи Хъ…, Хп разбивают на градации (ин­тервалы)

Уг ур yfc

Ль ^2» • • • > Ал»

где г, р, … k — число интервалов изменения каждой из ком­понент.

Векторы состояния соответствующего типа прихвата обозна­чают

Х(ХЧиХ12, . . . ,хЪ),

где i — номер типа прихвата (I, И, III).

Решения по значениям компонент вектора состояния о при­надлежности прихвата, например, к I или II типу принимают на основе отношения правдоподобия принадлежности объекта к 1 или 2 категории,

(65)

р (*!.) р (*?2) р (О р (4i) p(xh) ‘ ‘ ‘ р (XL) ’

которые показывают отношение вероятности (частоты события) обнаружения первой градации первой компоненты, пятой гра­дации второй компоненты, …. К-й градации п-й компоненты вектора состояния в 1 и 2 категориях (например, в прихватах типов I и II).

Рост отношения правдоподобия показывает, что при данных значениях компонент вектора состояния увеличивается вероят­ность отнесения объекта к 1 категории, а падение — ко 2 кате­гории. Если установить некоторые граничные значения Л и В (так называемые пороги) для отношения правдоподобия, пе­реход за значения которых указывал бы на принадлежность объекта к 1 и 2 категориям, то получим основное соотношение для диагностической процедуры

ъ , • — р«)

Р{ХГ2х)Р{ХЪ)> . .*(**) ’

Пороги а и Ь определяют по формулам а = —р—; (67)

(68)

а

i-р

где аир — ошибки первого и второго рода.

Под ошибками первого рода понимают допустимую веро­ятность неправильного отнесения объекта, принадлежащего к 1-ой категории (порог а), ко 2-ой категории (порог Ь). Ошибка второго рода представляет собой обратное явление.

Для удобства вычислений основное диагностическое соот­ношение представляют в следующем виде:

10 lg ~rV < 10 lg +10 lg Р Тт + • ■ • +

1_р p(xh)

+ 10 ^“^ТГ < lOlg-Цр-. (69)

P (*ln) p

полученном логарифмированием соотношения правдоподобия, а затем умножением всех членов на 10.

В такой форме процедура последовательной диагностики может быть сведена к проверке простого условия

<ДК(ХГ1) + ДК(ХР2) + . . . +

1 —р

+ ДК (Хп) < 10 lg — Цр-. (70)

р

где величины ДК{Х[), ДК(Х%), …, ДК(Х%) называют диагно­стическими коэффициентами г, р, …, k-й градации компонент Хи Х2, …, Хп вектора состояния. Для каждого из диагностиче­ских коэффициентов можно установить меру его информатив­ности /, характеризующую вклад любой компоненты и ее гра­дации при классификации объекта и вычисляющуюся, напри­мер, для k-й градации п-й компоненты по формуле

/ (Xkn) = ~ДК (*Э [я (xl) — Р да)]. (71)

При этом информативность компоненты вектора состояния в целом определяют как

7(*я) = ]/да (72)

(k — число градаций ti-й компоненты вектора состояния).

Рассмотрим алгоритм построения диагностической таблицы, которая позволяет при известных компонентах вектора состоя­ния распознавать объекты и прогнозировать возможный исход.

Необходимой исходной информацией для построения диаг­ностических таблиц являются выборки по Ni и N2 объектов для рассматриваемой пары прихватов (I—II, I—III, II—III). По этим выборкам определяют частости для каждой из града­ций компонент вектора состояния по формулам:

(73)

(74)

где N *n, N$n — число объектов, соответствующих k-й градации компоненты Хп вектора состояния и относящихся к одной из категорий прихвата.

Естественно, что при этом выполняются условия

N2n + N2 n + • • • + ^2n

N2

(75)

(76)

k

/=I k

^p(xL)

/=1

Разбиение каждой из компонент на градации в данный мо­мент — наиболее слабое место диагностической процедуры. Однако практика показывает, что оптимальнее всего разбивать каждую компоненту на 8—12 градаций.

После определения частостей для всех градаций каждой из компонент вектора состояния, которые могут быть измерены количественно, определяют сглаженные частости, которые для /’-й градации п-й компоненты находят следующим образом:

P (X{n) =-^-[P (Xin2) + 2 P (Xi-1) + 4 P (X{n) +

(77)

+ 2P(xi+1)+p(xif)].

Для качественных компонент вектора состояния, если N{n =

= 0, примем соответствующее значение частости равным 1/N, что обусловлено точностью ее определения [86].

По величине полученных частостей определяют диагности­ческие коэффициенты для всех градаций каждой из компонент вектора состояния:

ДК(Х{г) = 101g Р_^ ,

р (XL)

при известных значениях которых можно найти информатив­ность любой градации каждой из компонент и компоненты в

целом по формулам:

TOC o "1-5" h z / (Х{„) = ±ДК (Л-‘) IP (At,) — Р «’„)!; (78)

/«„) = 2 1(Х’„). (79)

/=1

На основании такого расчета строят диагностическую табли­цу, располагая компоненты по мере убывания их информатив­ности. *

Далее, задаваясь величинами ошибок первого и второго рода аир, находим значения

Л = 10 lg——jr— Hfl=101g—5L-,

Р 1 —Р

которые служат разрешающими границами при классификации.

Имея диагностическую таблицу и величины А и В, можно приступить непосредственно к диагностике. Для этого по из­вестным значениям компонент вектора состояния находят гра­дацию для каждой из компонент. По установленным градациям определяют величины диагностических коэффициентов и затем последовательно суммируют их до момента нарушения основ­ного диагностического соотношения:

П

10 lg-^V < V. ДК (х[) < 10 lg (80)

1 — р Р

£=1

Если при этом нарушается правая часть соотношения, объект относят к 1 категории, а в противном случае — ко 2.

Может оказаться, что после суммирования диагностических коэффициентов для всех компонент не будет преодолена ни одна из границ, тогда следует вывод о неопределенности при­надлежности объекта на основании имеющейся информации.

При построении диагностических таблиц по распознаванию категории прихвата объекты характеризовали следующими компонентами вектора состояния скважины:

енной ранее. В процессе бурения скважины фиксируют все включенные в диагностическую таблицу факторы. Применяя принцип последовательности диагностирования, можно сумми­ровать диагностические коэффициенты в порядке убывания их информативности. По достижении порога делают вывод о воз­можности прихвата того или иного вида. После этого присту­пают к выработке мер по выводу скважины из прихватоопас­ного состояния.

Прогнозирование прихватоопасных ситуаций на стадии про­ектирования. На стадии проектирования прихватоопасные си­туации прогнозируют по геолого-техническому наряду на буре­ние скважины. Для этого выделяют интервалы глубин с оди­наковыми геолого-техническими условиями бурения. Причем выбор этих интервалов обусловливается не только сведениями из ГТН, но и градацией таких факторов, как местонахождение долота, перепад давления, пластовое давление в самой диаг­ностической таблице. После выделения интервалов с одинако­выми условиями бурения для каждого из них проводится по­следовательный диагностический анализ с целью выявления зон, в которых вероятность прихвата высока, и, кроме того, можно выяснить тип прихвата, наиболее вероятного на данном интервале бурения.

Тип возможного прихвата диагностируют аналогично уже происшедшему.

В качестве компонент вектора состояния принимают значе­ния факторов, указанные для выделенного интервала в геоло — i’0-техническом наряде.

В результате анализа геологических условий, компонентного состава бурового раствора, а также с учетом градации факто­ров в диагностической таблице (табл. 24), получены интервалы прогнозирования. Вектор состояния, характеризующий каждый интервал, имеет те же обозначения компонентов, что и ранее.

Пример. Определить возможный тип прихвата.

Условия. Компоненты вектора состояния для интервалов бурения (в м):

0—500

Х] = 04-500; Х2—глина+песчаник; Х3=50; Х4=10; Х5=1,20; Х6 = 354-40; Х7=34-9; Х8=94-27; Х9=2; Х12 = 0; Х13 = 28; A]4 = 30; Х,5=УЩР; Х16=УЩРг Xi8=нефть+графит+ СМАД;

500—700

Х] = 5004-700; Х2 — глина + песчаник; А3 = 70; А4=14; Х5=1,20; Хв—

=35—40; А7=34-9; Х8=94-27; Х9^2; Хю — нет; Хц = нет; Xi2=0; А]3=40; •Хн=30; Х]5=УЩР; Х16 = нефть-1-графит+СМАД;

700—900

X, =7004-900; А2 = глина; А3=140; Х,=22; Х5= 1,80; А6 = 304-35; Х7 = = 34-9, Ав = 94-27; A9=SJ2; Аю=|нет; Ai = HeT; Xl2 = 9; Xls = 46; Хц = 22; Xi5 = yiH, P; А1б=метас; Аи8=нефть + графит+СМАД;

900—1300

X] =9004-1300; Х2=глина; А3=213; А4=21; А5=1,80; А6 = 304-35; Х7 = = 34-9; Х8=94-27; X9s^2; Хю^нет; Хц —нет: Xi2=0. Х43=60; Ai4=22;

Xi5 = yiHP; Х« = метас: Х18 = нефть+графит-!-СМАД;

1300—1400

А, = 13004-1400; А2=глина; A3 = 230; А4=22; АГ5= 1,80; А6 = 304-35;

А7 = 34-9; А8 = 94-27; А9^2; А10 = нет; Ап = нет; А12=0; Ai3 = 67; Аи=22;

А15 = УЩР; А1б = метас; А18 = нефть + графит + СМАД;

1400—1700

Ai=14004-1700; А2=глина; А3=270; А4 = 27; А5=1,80; А6 = 304-35; А7 = = 34-9; А8 = 94-27; А9^2; Аю = нет; Ац = нет; Ai2 = 0; АГ13 = 85; Аи = 22; А15 = УЩР; Х1б = метас; А48 = нефть + графит + СМАД;

1700—1800

А, = 17004-1800; А2 = глина; А3 = 297; А4 = 27; А5=1,80; А6 = 304-35;

А7=34-9; А8=94-27; А9^2; А10 = нет; Ац = нет; Ai2 = 0; Ai3 = 85; А14 = 22;

А15 = УЩР; А1в = метас; А18 = нефть+графит + СМАД;

1800—1900

А, = 18004-1900; А2=глина; А3 = 312; А4=30; А5=1,80; А6=304-35;

А7 = 34-9; А8=94-27; A9s£2; А10 = нет; А„ = нет; А,2=0; А’13=85; А14 = 22;

А15 = УЩР; А1б=метас; А18 = нефть+графит + СМАД;

1900—2100

А, = 19004-2100; А2=глина; А3 = 346; А4=32; Х5= 1,80; А6 = 30=35;

А7 = 34-9; А8=94-27; А9^2; А10 = нет; Аи = нет; А12 = 0; А13 = 92; А14=22; А15 = УЩР; А16 = метас; А18=нефтЫ-графит+СМАД;

2100—2350

А, = 21004-2360; А2=глина; А3 = 380; А4 = 43; А5=1,80; А6=304-35; А7= =34-9; А3 = 94-27; А95ЦС2; Аю = нет; Ац = нет; Ai2 = 0; Ai3=100; А44=22;

А15 = УЩР; А1б=метас; А18=нефть+графит+СМАД;

2350—2550

А1 = 23504-2550; А2 = известняк; А3 = ЗЮ; А4 = 21; А6=1,30; А6 = 304-35; А7=34-9; А8=94-27; A9s£2; А,0 = нет; Аи = нет; А12 = 0; А13=110; А14=10; А15 = УЩР; А1в=метас; А18 = нефтЫ-графит4-СМАД;

2550—3000

А, = 25504-3000; А2= известняк; А3=320; А4 = 40; А5= 1,20; А6=304-35; — А7 = 34-9; А8 = 94-27; А9^2; Аш = нет; А„ = нет; А12 = 0; А13=125; А14= 10; А15=УЩР; А]6 = метас; А18 = нефть+графит+СМАД.

Решение. По значениям векторов состояний объекта проводят диаг­ностирование вероятности возникновения одного из типов прихватов в каж­дом из выделенных интервалов. В диагностической табл. 24 факторы распо­ложены по степени убывания их информативности, в этой же последователь­ности суммируют соответствующие значения компонент вектора состояния диагностических коэффициентов.

Результаты вычислений для каждого из интервалов (в м) следующие (факторы А10 и Ап в диагностировании не участвуют ввиду отсутствия дан — шых):

0—500

I, II (+1,2 + 2,1—5,9 —2,0 +1,6 + 0,7 —0,6+1,0 + 0,6 + 0,1 —

— 0,7 — 1,0 —0,6 —0,5 —0,5) = — 4,5;

I, III (6,4 + 8,0) =+14,4;

II, III (+0,2 — 3,3+ 1,4 — 2,3 + 2,2 — 1,2 + 0,4 + 0,5 — 1,4 — 1,7 + + 0,4— 0,6 + 0,3 + 0 + 0,1) = —5,0;

500—700

I, II (+ 1,2 + 2,1 — 5,9 — 2,4 + 1,6 + 0,7 — 0,6+1,0 + 0,6 + 0,1 —

— 0,7— 1,0 — 0,6 —0,5 — 0,5) = — 4,9;

I, III (+6,4+ 8,0) = ч — 14,4;

II, III (+0,2 — 0,7+1,4 — 2,3 + 2,2 — 1,2 + 0,4 + 0,5 — 1,4— 1,7 +

+ 0,4 —0,6 + 0,3 + 0 + 0,13) = —2,5;

700—900

I, II (— 3,0 + 2,1— 5,8 — 2,4 + 0,5 + 0,7 — 0,6 + 1,0— 1,3 + 0,5 — — 0,8 —0,1 —0,6) = —10,0;

I, III (—8,4 + 8,0 — 3,1+0,6 + 2,1+3,1—0,1—1,2 —0,8 + 0,4 —

— 4,3 — 1,2 + 0,1 — 0,3 — 0,4) = — 5,1;

II, III (—4,3 —0,7 + 3.3+0,5 + 2,2 —1,1+0,4+0,5 —1,4 —1,7 +

+ 0,4 + 0,2 + 0,3 + 0,4 + 0,1) = —0.9;

900—1300

I, II (—3,0 + 2,1—5,8+1,8 + 0,5 + 0,7 + 0,6 + 1,6 —1,3 + 0,5—

— 0,8 —0,1 —0,6 — 0,5 — 0,5)= —5,0;

I, III (—8,4 + 8,0 + 6,0 + 0,6 + 2,1+2,9) = +11,2;

II, III (—4,3 + 4,2 + 3,3 + 0,5+1,6 —1,1+0,4 + 0,5 —1,4 —1,7 +

+ 0,4+ 0,2+ 0,3+ 0,4 =0,1) = +3,4;

1300—1400

I, II (—3,0 + 2,1—5,8 + 3,0+0,5 + 0,7 + 0,6+1,6 — 1,3 + 0,5 —

— 0,8 —0,1 —0,6 —0,5—0,5) = — 3,7;

I, III (—8,4 + 8,0 + 4,0+0,6 + 2,l+4,0) = + 10,3;

II, III (-4,3+1,0 + 2,1+0,5 + 1,6-1,1+0,4 + 0,5-1,4-1,7 +

+ 0,4+ 0,2 +0,3+0,4 +0,1) = -1,0;

1400—1700

I, II (— 3,0 + 2,1 —5,8 + 3,0 + 0,5 + 0,7 + 1,2+ 1,2— 1,3 + 0,5 —

— 0,8 —0,1 —0,6 —0,5 —0,5) = —3,6;

I, III (-8,4 + 8,0 + 4,0 + 0,6 + 2,1+ 1,2 + 2,l) = + 9,62;

II, TOC o "1-5" h z III (—4,3+1,0 + 2,1+0,5 + 0,5 —1,1+0,4 + 0,5 —1,4 —1,7 +

+ 0,4 + 0,2 + 0,3 + 0,4 + 0,1) = — 2,2;

1700—1800

I, II (— 3,0 + 2,1— 5,8 + 0,9 + 0,5 + 0,7+1,2 + 1,2 — 1,3 + 0,5 —

— 0,8 — 0,1 —0,6 — 0,5 — 0,5) = —5,7;

I, III (—8,4 + 3,3 + 2,4 + 0,6 + 2,1 + 1,2 + 2,1—1,2—0,8 —0,4—

— 4,3—1,2+ 0,1—0,3—0,4) = —4,1;

II, III (— 4,3 + 1,6 + 2,1+0,5 + 0,5 — 1,1 +0,4 + 0,5— 1,4— 1,7 +

+ 0,4 + 0,2 + 0,3 + 0,4 + 0,1) = — 1,6;

1800—1900

I, II (— 3,0 + 2,1—5,8 + 0,9 + 0,5 + 0,7+1,2 + 1,2 — 1,3 — 0,5 —

— 0,8 —0,1 —0,6 —0,5 —0,5) = — 5,7;

I, III (— 8,4 + 3,3 + 2,4 + 0,6 + 2,1 + 1,2 + 2,1 —1,2 — 0,8 — 0,4 —

— 4,3 — 1,2+ 0,1 —0,3 —0,4) = — 4,1;

II, III (—4,3 +1,6 —0,6+1,9 + 0,5—1,1—0,4 + 0,5—1,4—1,7 +

+ 0,4 + 0,2-f-0,3 + 0,4 + 0,1) = — 2,8;

1900—2100

I, II (—3,0 + 2,1—5,8+0,1+0,5+0,7 + 2,5+1,2—1,3 + 0,5 —

— 0,8 — 0,1 —0,6 — 0,5 — 0,5) = —5,1;

I, III (—8,4 + 3,3 + 0,1+0,6 + 2,1+0,7 + 2,1—1,2 —0,8+0,4 —

— 4,3 —1,2+ 0,1 —0,3 —0,4) = —6,9;

II, III (—4,3 + 0,1 —0,6 + 1,9 —0,2—1,1+0,4 + 0,5—1,4—1,7 +

+ 0,4+0,2+ 0,3+0,4+ 0,1) = — 5,0;

2100—2350

I, II (— 3,0 + 2,1— 5,8 + 0,1+0,5 + 0,7 + 2,5 — 0,1 — 1,3 + 1,0 —

— 0,8—0,1—0,6—0,5 —0,5) = — 5,9;

I, III (—8,4 + 0,6 + 0,1+0,6 + 2,1+0,7 + 6,4—1,2 —0,8 + 0,4—

— 4,3 —1,2+ 0,1—0,3—0,4) = —5,4;

II, III (—4,3 + 0,1—0,6+1,9 —0,2—1,1+0,4+0,5—1,4 —1,7 + + 0,4+0,2+ 0,3+ 0,4+ 0,1) = -5,0;

2350—2550

I, II (+2,7 + 2,1+0,6 + 0,9 + 0,5 + 0,7 + 2,5) = +10,0;

I, III (+4,5 + 0,6 + 2,4 + 0,6 + 2,l) = + 10,2;

II, III (+2,3 + 0,6 — 2,0 + 0,5 — 2,1 + 1,5 + 0,4 + 0,5 + 2,4 — 1,7 +

+ 0,4+ 0,2+ 0,3+ 0,4+ 0,1) = + 3,8;

2550—3000

I, II (+2,7 + 2,1 + 0,6 + 0,9 + 0,5 + 0,7 + 0,5 — 0,4 + 0,6 + 0,5 —

— 0,8 — 0,1 —0,6 — 0,5 — 0,5) = +6,2;

I, III (+4,5 —3,9 + 2,4 + 0,6 + 2,1 — 1.8 + 2,1 — 1,2 —0,8—0,4 +

+ 1,1 +0,6+ 0,1 —0,3—0,4) = + 5,6;

II, III (+2,3 + 0,6 — 2,0+ 1,9— 1,1 — 1,2 + 0,4 + 0,5 + 2,4—1,7 +

+ 0,4+ 0,2+ 0,3+ 0,4+ 0,1) = + 3,5.

Поинтервальные суммы диагностических коэффициентов сведены в табл. 25.

По полученным суммам диагностических коэффициентов можно сделать вывод о том, что в интервале 1900—2100 м возможен прихват III типа,

а в интервале 2350—2550 м и 2550—3000 м — I типа. Такое заключение

Таблица 25

Интервал, м

Прихват типа

Интервал, м

Прихват типа

I. И

I, III

II, III

I. II

I, III

II, III

0—500

к-4,5

+ 14,4

—5,0

1700—1800

|—5,7

-4,1

—1.6

500—700

-4,9

+ 14,4

—2,5

1800—1900

.—5,7

—4,1

—2,8 —

700—900

—9,9

1—5,1

—0,9

1900—2100

—5,1

—6,2

—5,0

900—1300

—5,0

+ 11,2

+3,4

2100—2350

—5,9

-6,4

—6,0

1300—1400

—3,7

+ 10,3

—1,0

2350—2550

+ 10,0

+ 10,2

+3,8

1400—1700

—3,6

+9,6

-2,2

2550—3000

+6,2

+5,6

+3,5

справедливо для порогов Л = + 6 и В = —6, что соответствует величине оши­бок первого и второго рода а=|3 = 0,20 (см. табл. 23).

Выбор управляющих воздействий для вывода скважины из прихватоопасного состояния. Отличительной особенностью вектора состояния объекта при бурении скважины является то, что все его компоненты (факторы) можно разделить на управ­ляемые и неуправляемые. К неуправляемым факторам следует отнести такие, которые не в состоянии изменить технологию или жестко заданы. К ним относятся: глубина нахождения долота в момент прихвата, тип породы, пластовое давление, перепад давления, плотность бурового раствора, угол искривления сква­жины. К управляемым следует отнести те факторы, изменяя которые воздействуют на процесс бурения: условная вязкость, •CHCi, СНСю, водоотдача, химическая обработка бурового рас­твора, количество нефти в буровом растворе, длина УБТ, зазор.

Следовательно, изменением управляемых параметров можно добиться соответствия между показателями бурового раствора, технологией и геологическими условиями, т. е. неуправляемыми параметрами. Степень этого соответствия контролируется по сумме диагностических коэффициентов управляемых и неуправ­ляемых параметров.

Основное соотношение, определяющее возможность управ­ления технологическим процессом для предупреждения при­хватов, можно представить в виде

ЬДК{Х1) + ^]ДК{Х1)^ О, (81)

i=i /=1

где Хг — управляемые факторы; Xj — неуправляемые факторы.

Идеально было бы свести все суммы диагностических коэф­фициентов, полученные по таблицам для диагностирования прихватов типа I, II; I, II и II, III, к нулю. Чем ближе сумма ж нулю, тем больше соответствие между управляемыми и неуп­равляемыми факторами.

Управляемые факторы подбирают таким образом, чтобы со­ответствующие им ДК из таблиц давали наименьшую сумму в совокупности с ДК неуправляемых факторов на всем интервале «бурения. Для этого выбирают наименьшую и наибольшую сум­мы диагностических коэффициентов неуправляемых факторов (этого интервала) и находят их средее арифметическое. Сред­нее арифметическое, взятое с обратным знаком, и будет тем числом, которого должна достигнуть сумма диагностических коэффициентов управляемых факторов, чтобы в совокупности со всеми значениями сумм ДК неуправляемых факторов на этом интервале дать наименьшую сумму.

Результат оценивают аналогично распознаванию типа при­хвата. Разница состоит в том, что о возможном типе прихвата судят не по достижении какой-то определенной суммы, а по конечной сумме диагностических коэффициентов всех парамет­ров, по которым составлена диагностическая таблица. Послед­нее позволяет суммировать диагностические коэффициенты не строго по мере убывания информативности факторов, а в лю­бом удобном для исполнителя порядке.

Пример. Определить ДК управляемых и неуправляемых факторов.

Данные. См. пример на стр. 122.

Решение. Для удобства вычислений рекомендуется для каждого ин­тервала сумму диагностических коэффициентов управляемых и неуправляе­мых факторов вычислить отдельно. Сумма диагностических коэффициентов, неуправляемых факторов для интервалов (в м) следующая:

0—500

I, II (—0,6 +1,2 —2,0 + 0,1+0,6 + 2,1 + 1,0) =+ 2,4;

I, III (+8,0 + 6,4 — 5,3— 2,5 + 0,6+0,4 + 3,1) =+ 10,6;

II, III (+1,4 + 0,2 — 3,3 — 2,3— 1,2 — 1,7 + 2,2) = — 4,8

500—700

I, II (—0,6+1,2 —2,4 + 0,1+0,6 +2,1 + 1,0) =+2,0;

I, III (—8,0 + 6,4 —3,1+0,1+0,6+0,4 + 3,1) = +15,4;

II, III (+ 1,4 + 0,2 — 0,7 — 2,3— 1,2 — 1,7+ 2,2) = —2,2.

Так как в интервале 0—700 м управляемые факторы неизменны, то сумма их диагностических коэффициентов в интервалах 0—500 и 500— 700 м будет одинакова по таблицам для прихватов типа I, II; I, III и II, III:

I, и (+ 1,6 — 0,6 + 0,7 — 0,7 — 5,8 — 0,5— 1,0 — 0,5) = —6,9;

I, III (+0,5 —0,8 +2,1 — 1,2 —4,3 —0,9 —0,3 —0,4) =—5,0;

II, III (—0,6 + 0,5 + 0,4 + 0,4 —1,4 + 0,3 + 0 + 0,1) = —0,3-

Аналогично суммируют диагностические коэффициенты неуправляемых и управляемых факторов для всех последующих выделенных интервалов.

Результаты сведены в табл. 26.

Средние арифметические, наибольшей и наименьшей сумм диагностиче­ских коэффициентов неуправляемых факторов будут равны: I, 11 =+2,2;

I, 111=+ 13,0; И, Ш=— 3,5.

Учитывая, что полное соответствие управляемых факторов неуправляе­мым достигается в случае, если сумма соответствующих им диагностических коэффициентов равна нулю, надо, чтобы суммы ДК управляемых факторов были соответственно: —2,2; —13,0 и +3,5.

В данном случае суммы ДК управляемых факторов: —6,9; —5,0; —0,3.

Если выбрать длину УБТ — 56 м, зазор—24 мм, СНС—13 мгс/см2, а также довести количество нефти в растворе до 20%, то, суммируя диагно­стические коэффициенты управляемых коэффициентов, получаем 4,3;

—13,2 и —1,7. Общая сумма диагностических коэффициентов неуправляемых и управляемых факторов на интервале 0—500 м будет: I, 11 = —2,0; I, 111 = = —2,6; II, 111=—3,0, а на интервале 500—700 м соответственно —2.3; —2,2 и —0,5.

Аналогично поступим при рассмотрении интервала 700—2350 м.

Среднее арифметическое наибольшей и наименьшей сумм ДК неуправ­ляемых факторов для этого интервала: I, 11 = 0; I, 111 = 2,5; II, 111=1,6.

Следовательно, суммы диагностических коэффициентов управляемых фак­торов должны быть соответственно 0; —2,5; +1,6. В данном случае: —7,2; —4,0 и +0,8.

Суммы ДК по интервалам бурения

Прихват типа

I, II

I, III

Интервал, м

неуправляемые

управляемые

сумма

неуправляемые

0—500

+2,4

—6,9

—4,5

+ 10,6

500—700

+2,0

—6,9

—4,9

+ 15,4

700—900

—3,7

—7,2

—10,9

-1,1

900—1300

+2,3

—7,2

—4,9

+7,9

1300—1400

+3,5

—7,2

-3,7

+6,9

1400—1700

+3,7

-7,2

—3,5

+6,2

1700—1800

+ 1,5

-72

-5,7

-0,1

1800—1900

+ 1,5 ‘

-7,2

—5,7

—0,1

1900—2100

+2,1

-7,2

—5,1

—2,9

2100—2350

+ 1,4

-7,2

—5,8

—1,3

2350—2550

+9,0

—0,8

+8,1

+5,7

2550—3000

+6,9

—0,8

+6,1

+4,3

Примем:

TOC o "1-5" h z Длина УБТ, м……………………………………………………….. 95

Зазор, мм………………………………………………………………. 26

Количество нефти, %…………………………………………….. 16

СНС, мгс/см2………………………………………………………….. 9

Вязкость, с……………………………………………………….. 45—50

Тогда получим суммы диагностических коэффициентов управляемых факто­ров: I, 11=1,1; I, Ш = —3,0; II, 111 =+3,0.

Суммируя ДК управляемых и неуправляемых факторов, получаем ре­зультаты, приведенные в табл. 27, для интервалов глубин 700—2350 м.

Данные табл. 27 показывают, что и для этого интервала удалось подо­брать эффективные мероприятия для предупреждения прихватов.

Поинтервальные суммы диагностических коэффициентов управляемых и неуправляемых факторов

Следующий интервал 2350—2550 м. Так как для него имеем только одну «сумму диагностических коэффициентов, то сумма ДК управляемых факторов

Интервал, м

Прихват типа

Интервал, м

Прихват типа

I, II

I. ill

II, III

I. II

I, III

II, III

700—900

-4,8

-4,0

+ 1,3

1700—1800

+0,5

—3,0

+0,6

900—1300

+ 12

+4,9

+5,6

1800—1900

+0,5

—3,0

-0.7

1300—1400

+2,5

+4,0

+ 12

1900—2100

+ 1,1

1—6,8

-2,8

1400—«1700

+2,6

+3,2

+6,0

2100—2350

+0,3

-1,6

-2,8

Таблица 27

I

III

И, IIII

управляемые

сумма

неуправляемые

управляемые

сумма

—5,0

+5,6

—4,8

—0,3

-5,1

—5,0

+ 10,4

—2,2

-0,3

—2,5

—4,0

-5,1

—1,7

+0,8

—0,9

—4,0

+3,9

+2,6

+0,8

+3,4

—4,0

+2,9

— 1,8

+0,8

—1,0

—4,0

+2,9

—3,0

+0,8

—2,2

—4,0

—4,1

—2,4

+0,8

-1,6

—4,0

—4,1

-3,7

+0,8

-2,9

-4,0

—6,9

-5,8

+0,8

—5,0

-4,0

—5,3

—5,8

+0,8

—5,0

+ 1,3

+7,0

—0,8

+4,6

+3,8

+1,3

+5,6

— 1,1

+4,6

+3,5

должна быть: I, 11 =—9,0; I, 111=5,7; 11, ///-= + 0,8, а на самом деле

/, // = -0,8; /, ///= +1,3; //, 111= +4,6.

Сумма ДК управляемых факторов составит /, 11=—7,7; /, ///=—7,3; 7/, 111 = —0,5; а общая сумма диагностических коэффициентов управляемых и неуправляемых факторов будет соответственно +1,2; —1,6 и —1,3 при следующих условиях:

TOC o "1-5" h z Длина УБТ, м. , , ……………………………………… 125

Зазор, мм ;……………………………………………. 26

Количество нефти, %…………………………………………. <18

Таким образом, подобранные значения управляемых факторов можно считать эффективным действием предупреждения прихватов на данном ин­тервале.

На последнем интервале 2550—3000 м, исходя из тех же соображений, что и на интервале 2350—2550 м, сумма диагностических коэффициентов управляемых факторов должна быть: I, 11 = —6,9; I, 111 = —4,4; II, 111 = = +1,1.

Суммы ДК тех управляемых факторов, которые участвуют в примере, составляют соответственно —0,8; +1,3 и +4,6. Поскольку суммы ДК управ­ляемых факторов, которые желательны и которые есть на самом деле, близки, можно, изменив длину УБТ (110 м), добиться того, что сумма ДК управляемых факторов станет: I, Н=—5,5; I, Ш = — 6,1; Ц, III = —0,8; а общие суммы диагностических коэффициентов управляемых и неуправляемых факторов составляют соответственно: +1,4; —2,0 и —1,9.

Таким образом, используя последовательную диагностиче­скую процедуру, можно не только прогнозировать возникнове­ние прихвата того или иного типа, но и путем подбора значе­ний управляемых параметров процесса бурения свести к мини­муму вероятность возникновения прихватов.

Оставить комментарий