PetroBAK.com     PetroBAK
Информационный ресурс Нефть и Газ
 
Для полноценного отображения информации на сайте Вам следует ЗАРЕГИСТРИРОВАТЬСЯ или войти под своим логином.
Все статьи

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЕМЕ НАСОСА И ВЫВОД НОВОГО АЛГОРИТМА РАСЧЕТА

Автор: Дамир Шайхутдинов, ТатНИПИнефть

Краткое описание

Шайхутдинов Д.К. (гр.17-12 АГНИ)

Научный руководитель - Захарова Е.Ф., Шайхутдинов И.К.

 

Картинка

Искусственная нейронная сеть (ИНС) - математическая модель, построенная по принципу организации и функционирования биологических нейронных сетей - сетей нервных клеток живого организма. Нейроны, составляющие ИНС, представляют собой функции, передающие результаты своих расчетов другим нейронам. В работе на примере многослойного перцептрона (MLP) (рис.1), состоящего из сенсоров (S), ассоциативных (As) и реагирующих (R)  элементов, показывается строение и применение для решения геолого-промысловой задачи определения давления на приеме насоса ИНС. Для решения этой задачи требуется обучение ИНС. Обучение представляет собой процесс поиска нейронов с подходящей функцией и определения их весовых коэффициентов, учитывающих степень влияния нейрона на результат сети. Современные нейронные сети позволяют решать задачи широкого спектра. Первоначально они были предназначены для создания систем, способных выполнять задачи, посильные только живому организму. На данный момент все чаще ИНС используются для решения сложных математических задач, в том числе в геолого-промысловых целях. В данной работе в результате обучения нейронной сети - многослойного перцептрона на  данных Самотлорского, Белокаменного, Кальчинского, Варьеганского и Родниковского месторождений была получена нейронная сеть, способная решить задачу определения давления на приеме насоса в скважине.

Корректное определение давления на приеме насоса является актуальной задачей, влияющей на достоверность определения коэффициента продуктивности и обоснование геолого-технических мероприятий по оптимизации работы и уменьшению межремонтного периода скважин, а также на подбор и обоснование параметров насосного оборудования, геолого-гидродинамическое моделирование, проектирование разработки месторождений. Давление на приеме насоса может определяться различными способами как расчетными, так и инструментальными с применением глубинных манометров различных конструкций.

Известны несколько расчетных методов определения давления. Самыми распространенными являются стандартный метод и метод, основанный на построении кривой распределения давления по стволу скважины (ПО «Well Analyst»). В стандартной методике учитывают  давление на устье скважины и давление столба нефти на уровне приема насоса

 

Картинка

(1)

 

где: Картинка - давление на приеме насоса; Картинка - давление на устье скважины; Картинка - плотность нефти в стандартных условиях; Картинка - ускорение свободного падения; Картинка - глубина спуска насоса по вертикали; Картинка - динамический уровень жидкости. При этом не учитываются обводненность продукции, давление газа в затрубном пространстве, газовый фактор, что приводит к завышению расчетного давления на приеме насоса. Методика построения кривой распределения давления представляет собой алгоритм пошагового определения свойств жидкости и газа в затрубном пространстве на основе уравнения движения газожидкостной смеси

Картинка,

(2)

 

где: Картинка - объемный расход газа в затрубном пространстве, КартинкаКартинка - плотность жидкости в затрубном пространстве (предполагается, что жидкость в затрубном пространстве представлена нефтью), КартинкаКартинка - коэффициент, учитывающий геометрические размеры гидравлического канала, ; Картинка - ускорение свободного падения, Картинка.

Картинка

Рис. 2. Определение давления с помощью ПО «Well Analyst»

Картинка

Рис. 3. Определение давления с помощью ИНС

 

На рисунках 2 и 3 представлены графики сопоставления инструментальных (полученных глубинными манометрами) и расчетных (определенных при помощи ПО «WellAnalyst» и нейронной сети соответственно) данных. При этом угловой коэффициент и коэффициент аппроксимации полученных трендов характеризуют точность расчетного метода (чем ближе параметры к единице, тем выше точность).

Наибольшее величина отклонения давления на приеме насоса от расчетного значения, полученного стандартным методом, составила 113,9 атм (Кальчинское месторождение). Это соответствует минимальному коэффициенту аппроксимации 0,1741, который указывает на максимальные погрешности метода. Угловой коэффициент уравнения тренда составляет 1,4279 и  указывает на завышение данных по давлению на приеме насосов, полученных стандартным методом. «Well Analyst» характеризуется большей точностью. Например, максимальная величина отклонения расчетного давления от истинного составила 68,9 атм (Самотлорское месторождение). При этом расчетные давления на приеме насоса занижаются, что соответствует угловому коэффициенту тренда 0,7522. Наибольшей достоверностью при определении давления на приеме насоса обладает метод, основанный на искусственной нейронной сети. Максимальное отклонение расчетного давления от истинного давления составляет всего 32,67 атм. Уравнение тренда имеет вид линейной зависимости

 

Картинка,

(3)

 

где: Картинка - давление на приеме насоса, полученное расчетным методом, атм; Картинка - показания манометра, атм. Уравнению соответствуют значения углового коэффициента 0,9959 и коэффициент аппроксимации 0,9472, которые указывают на очевидные преимущества определения давления на приеме насосов с помощью ИНС.

Таким образом, преимущества использования ИНС при решении геолого-промысловых задач являются высокая точность, способность к обучению по мере накопления и уточнения геолого-промысловых сведений и изменения техники и технологии  исследований скважин, возможность оперативного учета фазовых и других изменений.

Следует отметить, что при использовании нейронных сетей в «необученных» интервалах могут возникать серьезные отклонения полученных результатов от реальных данных.

Рассмотрим функцию f=ln(x) (рис. 4). Для проведения эксперимента обучим ИНС на данной функции в интервале значений (0;39).

 

 

Картинка

Рис. 4. Интервал обучения ИНС на функции f=ln(x).

Картинка

Рис. 5. Поведение ИНС вне интервала обучения.

 

Картинка

Рис. 6. Массообменные процессы в области приема насоса.

 

При использовании ИНС вне интервала (0;39), получаем непредсказуемые результаты (рис.5). Отсюда сделаем вывод, что использование искусственной нейронной сети как всей методики определения давления на приеме насоса может привести к высоким погрешностям при использовании вне интервала обучения.

В результате изучения всех процессов, протекающих в скважине, и анализа используемых в расчетах формул, был сделан вывод, что основная погрешность возникает из-за «массообмена»  в интервале приемной сетки погружного насоса (рис.6).

Часть газа поступающего из скважины и выделившегося из нефти движется вместе с нефтью в прием насоса (1), а другая часть - по межтрубному пространству (2). Часть газа (1), попавшего в прием насоса, проходит через газосепаратор (или без него) и устремляется в НКТ (3), а другая часть выносится в межтрубное пространство (4), где объединяется с прошедшим «напрямую» газом в общую смесь (5). Газ, попавший в межтрубное пространство, может снова увлекаться в прием насоса (6).

Описание данного процесса с помощью физических или математических формул оказалось на данный момент трудоемкой и невыполнимой задачей. Для учета был введен коэффициент fini, учитывающий количество газа прошедшего напрямую по межтрубному пространству (2). Данный коэффициент был посчитан с использованием нейронной сети.

 

 

Картинка

Рис. 7. Определение fini.

Картинка

Рис. 8. Определение давления на приеме насоса ПО «Well Analyst» при использовании ИНС для расчета fini.

 

Определение fini с помощью ИНС не приводит к высоким погрешностям при использовании вне диапазона обучения, в отличие от использования ИНС, как основного метода.

В результате выполненной работы была получена новейшая методика расчета давления на приеме насоса не имеющая своих аналогов в мире. Данная методика позволяет с высокой точностью определить давление на приеме насоса. Алгоритм был внедрен в ПО «Well Analyst», которое позволяет определять кроме давления на приеме насоса потенциал скважины, коэффициент продуктивности и т.п. А также программа позволяет определять давление на приеме насоса сразу для любого количества скважин (более 5000).

 

 




Обсуждения:

Комментировать


Логин (е-mail):

Пароль:


Не видно? Нажми!
Введите код c картинки:

-Забыли пароль?

-







 
© Все права защищены 2011-2021 год.
Самое красивое и надежное отображение сайта достигается при использовании браузера Google Chrome
Рейтинг@Mail.ru