CC BY
35В результате проделанной работы была спроектирована, спаяна и отлажена печатная плата, а также измерены результаты температуры тормозных колодок гоночного болида, протестирована CAN шина, в ходе тестирования которой, она показывала измерения температуры подтверждающие измеренным, без каких-либо искажения, далее будет вестись работа по применению данной платы уже непосредственно к гоночному болиду, для тестирования и измерения температуры тормозных колодок, а также различных датчиков, которые будут подключаться к АЦП, например давления.
Список литературы
1. Википедия свободная энциклопедия, статья "Formula SAE" [https://ru.wikipedia. org/wiki/Formula_SAE].
2. Статья Расчетно-экспериментальная оценка работоспособности тормозного диска из титанового сплава В.П. Еремин1, М.Г. Комарова1, к.т.н. Г.П. Еремин Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего обра-зования «Московский государственный технический университет имени Н. Э. Баумана, Москва, Россия.
3. FLIR® Systems, Inc, 2018. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.flir.ru/ (дата обращения: 10.06.18).
4. Описания устройства canny [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://canny.ru/c7/ (дата обращения: 30.11.2017).
5. Описания микронотроллера. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.st.com/en/microcontrollers/stm32f303k8.html/ (дата обращения: 30.12.2017).
6. Reference manual. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.st.com/content/ccc/resource/technical/document/programming_manual/6c/3 a/cb/e7/e4/ea/44/9b/DM00046982.pdf/files/DM00046982.pdf/jcr:content/translations/en. DM00046982.pdf/ (дата обращения: 30.11.2018).
ЭТАПЫ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПО ДАННЫМ ИСТОРИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВС Кааров Ж.З.
Кааров Жоомарт Зайржанович - инженер, отдел анализа и разработки месторождений УВС, ООО «ГеоЭкоАудит», г. Тюмень
Под адаптацией геолого-технологической модели понимается итерационный вычислительный процесс, приводящий к удовлетворительному соответствию между контрольными показателями реального процесса разработки залежи нефти и показателями построенной модели. В этой статье мы рассмотрим этапы адаптации гидродинамических моделей по данным истории разработки на примере Западно-Лугинецкого месторождения.
На Западно-Лугинецком месторождении выделено два эксплуатационных объектов. Нефтяной объект Юь включающий залежи пластов ЮД ЮД ЮД и газовый ЮД4, содержащий залежи одноименных пластов Ю13 и ЮД
С начала разработки на текущий момент отобрано 987,5 тыс. т нефти, 2718,4 тыс. т жидкости, закачано 2354,2 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отбора закачкой составляет 72,6%. Текущий КИН (АВ1) - 0,061 д. ед., накопленный ВНФ - 1,8. Для каждой скважины на период истории разработки задавались: - Координаты скважины на сетке;
- Номера блоков, вскрытых перфорацией;
- Коэффициент эксплуатации;
- Радиус скважины - средний приведенный радиус скважины - 0,1;
- Скин-фактор;
- Среднемесячный дебит жидкости.
Первый этап адаптации - настройка модели на историю разработки - результатом которого является достижение удовлетворительного схождения интегральных показателей разработки во времени с контрольными. Наиболее показательными для оценки адекватности настройки являются параметры, которые могут быть получены как в модели, так и при разработке месторождения. В качестве экспертных параметров настройки модели были выбраны:
- годовые и накопленные отборы нефти и жидкости;
- обводненность продукции.
Второй этап адаптации модели подразумевает получение удовлетворительного схождения всех вышеуказанных показателей по скважинам, при этом особое внимание обращается на настройку скважин с наибольшей накопленной добычей нефти.
В качестве критерия адекватности модели фактическим показателям разработки выбрано соответствие:
- динамики обводненности продукции скважин;
- накопленных отборов нефти и жидкости по каждой скважине.
- уровней пластовых и забойных давлений;
Граничным условием на скважинах задавался дебит жидкости. В адаптации участвовали все скважины, которые когда-либо эксплуатировались на месторождении. Временным интервалом «настройки» был выбран интервал работы каждого объекта по 01.01.2018 г., временной шаг равен месяцу.
Анализ качества адаптации моделей на историю разработки приводится ниже (Таблица 1, Таблица 2, Рисунок 1, Рисунок 2)
Таблица 1. Точность настройки накопленных показателей
Накопленная добыча нефти, тыс. т Отн. ошибка, % Накопленная добыча жидкости, тыс. т Отн. ошибка, % Накопленная закачка воды, 3 тыс. м3 Отн. ошибка, %
расчет факт расчет факт расчет факт
1021 987 3,4 2649 2721 -2,6 2259 2351 -3,9
Таблица 2. Точность настройки годовых показателей
Год Годовая Отн. ошибка, % Годовая Отн. ошибка, % Годовая Отн. ошибка, %
добыча нефти, тыс. т добыча жидкости, тыс. т закачка воды, тыс. м3
расчет факт расчет факт расчет факт
2006 1,0 1,0 8,4 1 1 -1,8 0 0 -
2007 9,6 10,0 4,0 11 11 -0,7 0 0 -
2008 29,7 27,9 -6,6 40 41 2,8 0 0 -
2009 24,2 24,0 -0,8 33 34 2,6 0 0 -
2010 46,6 51,9 10,2 90 89 -1,2 56 56 0,0
2011 37,3 40,6 8,1 85 88 2,8 180 181 0,6
2012 33,9 29,8 -13,5 109 110 0,9 116 127 8,6
2013 107,3 92,9 -15,5 345 352 2,0 228 228 0,0
2014 228,8 223,3 -2,5 556 565 1,6 338 351 3,8
2015 214,3 192,4 -11,4 507 520 2,6 506 533 5,0
2016 158,9 158,9 0,0 424 438 3,3 433 460 6,0
2017 129,5 134,7 3,8 449 472 5,0 401 413 2,9
Рис. 1. Адаптация накопленных параметров
Рис. 2. Адаптация годовых параметров Список литературы
1. Физика нефтяного и газового пласта: Медведев Ю.А. курс лекций. Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. 158 с.
2. Левин Д.Н. Геолого-геофизическое и гидродинамическое моделирование залежей углеводородов для оптимизации их разработки: Дисс. канд. тех. наук. Москва, 2012. 118 с.
3. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей: Институт компьютерных исследований. Москва, 2010. 342 с.
