Промышленность \ Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа

Методы повышения эффективности процессов добычи и транспорта газа, страница 64

Изменение дебита и давления можно представить в виде сум­мы гармонического колебания и помехи:

(IV.26)

Q(t) = Q0 sin arf + MQ.

Ар (t) = Л sin (a>t — a) + n2 (t),

где ni(t), n2(t)—стационарные случайные процессы,   причем
M[n1(t)] = M[n,(t)] = 0.                                                                                       (IV.27)

Легко проверить, что

ri£T.!

"*      о

т
RQp = lim ±{Q (0 ДР (0 & = ~^~ cos ее,                                                                                       (IV.28)



 \im — [f(t)Ap(t)dt =


(IV.29)


где f(t) = Q0cos (at; RQp, RfP — взаимно-корреляционные   функ-дии процессов при ^ = 0.

На основании формул (IV.28) и (IV.29) имеем [26]:

2

(IV.30)

Л =

 (0) + R2QP(0),


a = arc tg


RQp (0)


(IV.31)


 Аро — амплитуда давления в реагирующей скважине.

По этим формулам можно оценить параметры пласта.

Ввиду отсутствия данных рассмотрим пример на исследова­ние скважин методом гармонического возбуждения пласта.

В возмущающей нагнетательной скважине закачка изменя­лась по закону Q = Qq sin со t.

119


В   простаивающей   скважине   замерялось   давление   (см. табл. IV.3).

Расстояние между скважинами /?= 1150 м. Период колеба­ния закачки Г—4 сут, Qo = 600 м3/сут.

Как видно из табличных данных, сдвиг фазы и амплитуда колебания давления равны соответственно а =1,2; Аро = = 0,0982 кгс/см2.

По формулам (IV.25) находим гидропроводность и пьезо-проводность:

= 10-500 см2/с,

Т la­kh

 =216 Д-см/сП.

Найдем амплитуду и сдвиг фазы статистическим методом:: RQp = _ 0,44,

Rfp = 0,15,

где Rqp, BfP — нормированные взаимно-корреляционные функ­ции.

А = 2 у R2Qp + R% = 0,$2,   ААр0 === 0,0975 кгс/см*>

ах = arc tg (— 0,34),   а± = 0,89я. Отсюда

к =--------------- 5*!------ = 20 800 см2/с,

Т  а, — —

kh   \                      г        «^\-      ------- DV\rii,*T       ее л   Д.СМ/СГ]

Таким образом, найденные статистическим методом пара­метры амплитудно-фазовой характеристики системы (cti и А\)> отличаются от этих же параметров, найденных ббычным мето­дом, например а, А. Эти изменения, в свою очередь, дают боль­шую разницу в параметрах kh[\i и к. Но так как определение параметров а и Л статистическими методами более точно, чеш визуальным, то преимущество амплитудного метода не вызы­вает сомнений.

120


ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО АНАЛИЗА

ДЛЯ ИДЕНТИФИКАЦИИ СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

\

1

1

\

-Л,

А

На основании полученных ранее (см. главу II)   оперативных: оценок | для отдельных участков можно осуществлять иден­тификацию состояния линейной части магистрального газопро­вода   (МГ).     Пониженное значение | некоторого уча-     а стка свидетельствует о   за­сорении     его     вследствие образования    и выпадения гидратов, конденсатов   или, •механических примесей-, по­вышенное   |   свидетельст­вует о порыве трубы.

tf

JO

Так    как    оперативная      ~ оценка | заканчивается   за конечное число шагов,    то      $ вследствие      погрешностей измерения давлений и рас­ходов получаемые оценки | являются случайными эели-чйнами.   В связи   с   этим задачу об отклонении фак­тического значения | мож­но поставить как статисти­ческую    задачу    проверки       \ гипотез [33, 45J.

Примем следующие до­пущения.

to

//

 рис  iv.2. Гистограммы распределения ко-

эффициечта 1

1. Распределение % в нормальном режиме под­чинено закону распреде­ления вероятностей Гаусса с плотностью

 1_   е«б.

у2яа

где |о

 хз\ — дисперсия
Скачать файл