Промышленность \ Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа

Особенности эксплуатации ЭЦН в скважинах со сложными геолого-физическими условиями, страница 12

Одним из таких методов является последовательная диагностическая процедура. в основе ее лежит метод последовательного анализа, разработанный Вальдом. Последовательная диагностическая процедура имеет ряд существенных преимуществ. Она может быть использована при разных распределениях признаков в сопоставляемых объектах. Этот метод позволяет оценить информативность параметров процесса и выработать основные направления увеличения его эффективности.

Метод основан на рассмотрении упорядоченных рядов признаков в сравниваемых группах наблюдений. последовательность расчета при данном методе следующая:

1. Выбираются признаки, которые влияют на процесс и определяется информативность этих признаков;

2. Составляется диагностическая таблица, по которой проводится прогноз

(распознавание).

          В качестве функции отклика выбираем отношение текущего КПД к максимальному КПД насоса по воде.

Выбор признаков, влияющих на процесс эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН показал, что на функцию отклика влияет 4 параметра: депрессия на пласт, отношение номинальной подачи насоса по воде (Qн) к дебиту скважины по жидкости (Qж), текущий КПД насоса и срок эксплуатации скважины. Диагностические коэффициенты приведены в таблице 16

Таблица 16 – Диагностические коэффициенты

Параметры

Интервал

ДК

Депрессия, МПа

3,8-5,5

8,129

5,6-7,2

1,938

7,3-8,8

-1,434

8,9-10,5

-3,468

Qн/Qж, доли ед.

0,6-0,9

2,852

0,9-1,1

2,175

1,1-1,4

0,286

1,4-1,6

-3,195

1,6-1,9

-4,26

КПД, %

0,271-0,311

-2,747

0,312-0,351

-0,969

0,352-0,390

3,144

0,391-0,430

1,283

0,431-0,470

4,393

Срок эксплуатации

16-55

10,607

55-94

1,761

94-133

-1,249

133-170

-2,817

          Определяем в какой интервал попадает параметр, влияющий на функцию отклика, по каждой скважине и проводим суммирование диагностических коэффициентов. Сумму диагностических коэффициентов сравниваем с порогами А и В. Для скважин с отношением текущего КПД к максимальному КПД насоса по воде больше 0,828 (группа А): порог А = 0,87, порог В = 0,56; меньше 0,828 (группа В): порог А = 0,4, порог В = 0. Скважины отмеченные "+" попадают в группу А и не нуждаются в регулировании режима работы. Скважины отмеченные "-" попадают в группу В и нуждаются в регулировании режима работы. Сумма диагностических коэффициентов по скважинам представлена в таблице 17.

Таблица 17 – Сумма диагностических коэффициентов

Скачать файл