CC BY
7УДК 62-519
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ В УСЛОВИЯХ УСТОЙЧИВОГО ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ РЕГИОНА
ADVANCED TECHNOLOGIES IN THE PETROLEUM COMPLEX IN THE CONDITIONS OF STABLE INNOVATION DEVELOPMENT OF THE REGION
В. И Колесов, Ю. А. Савиных, Г. А. Хмара
V. I. Kolesov, |Yu. А. Savmykh|, G. A. Khmara
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: оптимизация бурения, режим работы, акустические колебания, турбобур, экстремум Key words: optimization of drilling operations, mode of operation, acoustic vibrations,
turbodrill, extremum
Проблема повышения эффективности производств и, в частности, турбинного бурения в нефтегазовой отрасли традиционно выдвигается в число приоритетных. Перед технологами встает ключевой вопрос, как рационально подходить к ее решению в условиях применения перспективных способов телеметрии (например, волновых). Основная сложность синтеза систем управления заключается, во-первых, в несложившихся (на раннем этапе нововведений) четких системных подходах к реализуемым инновационным технологическим процессам, во-вторых, в плохой формализации управленческих задач, опирающихся на новые запатентованные технологические способы. Предпринимается попытка хотя бы частично устранить имеющийся пробел.
В последнее время широко декларируется приверженность топ-менеджеров к инновационному устойчивому развитию региона, поэтому, прежде всего, необходимо наполнить инженерным содержанием это понятие [1]. Авторы целиком разделяют позицию, изложенную в работе [2], согласно которой объект управления трактуется как «машина», к которой подведена некоторая мощность (ресурс) Рвх. Эффективность работы такой «машины» легко пояснить с позиции ее коэффициента полезного действия (КПД) 77 = Рвьх/Рвх . Ясно, что задача сводится к повышению выходной мощности
Рыа , при этом возможны три пути:
• повысить подводимую мощность Рвх, не меняя КПД (такой путь называют «ростом»);
• не изменяя подводимую мощность, повысить КПД при совершенствовании старых технологий (такой вариант называют «устойчивым развитием»);
• не изменяя подводимую мощность, повысить КПД за счет новых (инновационных) технологий (такую стратегию называют «устойчивым инновационным развитием»).
Таким образом, с инженерной точки зрения устойчивое инновационное развитие — это повышение эффективности за счет роста КПД путем инноваций, то есть за счет наращивания уровня креативности разработчиков.
Вслед за США, которые обозначили свою стратегию развития аббревиатурой NBIC (магистральное развитие; нано- био-, инфо- и когнитивных технологий), в России президентским указом утвержден список так называемых критических технологий, включающих в том числе NBIC [3]. Реализация президентского указа на местах предполагает как минимум расстановку ориентировочных приоритетов.
Приоритетность технологий NBIC можно оценить методом анализа иерархий (МАИ), предложенным Т. Саати [4]. Как правило, исходные данные для такого анализа формируют эксперты, а итоговая обработка выполняется программными средствами, например, пакетом MPRIORITY 1.0 [4], реализующим МАИ. Результаты оценки приоритетов, полученные в работе [1], приведены на рис. 1.
Работа эксперта
Прон5№днм попарные сравнения относительно объекта
УСТ_ИНН_ РАЗВ
Приоритет
НАНОТЕХН. I 1 1 1/3 1/5 0,092
БИОТЕХН. 1 1 1/3 1/5 0,032
ИНФОТЕХН. 3 3 [ 1 1/5 0,2099
КОГНИТЕХН 5 5 5 1 0,8059
СЗ: <1532 Применить
ис- 0,051 Закрыть Исследовать
ОС- 0,0567 ; Отмена
Рис. 1. Результаты расчета весовых коэффициентов (приоритетов)
Из сказанного следуют два важных вывода:
• магистральное направление в науке и производстве должно быть ориентировано на повышение КПД за счет инноваций;
• наиболее перспективным на этом пути является встраивание информативных и когнитивных технологий в производственные процессы.
Логично с этих позиций излагать суть вопроса.
Предметной областью статьи является повышение эффективности турбинного бурения, специфика которого — использование в канале телеметрии запатентованного способа и инструментальных средств на основе учета энергетических характеристик звука [6, 7, 8].
Идея новаций изложена в ряде авторских работ [6, 7, 8], при этом суть подхода сводится к следующему. Оптимальный режим бурения соответствует максимальному сейсмическому КПД бурения цтах [6]. Сейсмический КПД бурения определяется по формуле
Ш
л =——, (1)
Ш + Шк
где ШН — энергия, переносимая упругими колебаниями в горной породе; ШК — энергия упругих волн в колонне бурильных труб.
Установлено, что источниками энергии упругих волн в колонне бурильных труб являются акустические колебания турбобура ШТБ, долота ШД, бурового насоса ШБН.
Ш = ШТБ +ШД +ШН. (2)
к ТБ Д БН
При этом информацию о режиме работы долота на забое несут акустические колебания турбобура ШТБ и долота ШД, а акустические колебания бурового насоса ШБН являются помехой. Устранить помеху бурового насоса предлагается с помощью акустических широкополосных фильтров, размещенных в нагнетательной линии [6, 7].
Также известно, что при оптимальном режиме работы породоразрушающего инструмента энергия упругих акустических колебаний, генерируемая турбобуром и долотом, минимальна [6]
Ш (3)
ТБорЯ Дор 7 "шит ^
Таким образом, повысить сейсмический КПД бурения можно регулированием режима работы долота по минимальной энергии упругих волн в колонне бурильных труб при условии подавления помехи от бурового насоса.
Важным моментом является системный аспект задачи:
• выбор целевой функции процесса управления турбинным бурением;
• выбор критерия работы системы регулирования подачи долота;
• влияние качества канала связи на ошибки регулирования подачи долота в рамках принятого критерия качества регулирования;
• условия достижения максимального качества.
Ключевым вопросом при оценке эффективности технологического процесса (в том числе и процесса бурения скважин) является выбор критерия. В бурении к настоящему времени сложился устоявшийся набор подходов, однако совершенно очевидно, что рациональный путь повышения эффективности — это повышение КПД технологического процесса. Если принять во внимание собственно процедуру механического бурения (без учета вспомогательных операций), то с инженерной точки зрения целью является повышение механической скорости проходки V . В связи с этим особый интерес представляет идентификация ее модели при турбинном бурении.
Основным посылом к анализу модели V является нагрузочная характеристика турбобура, определяемая по результатам промысловых испытаний. На рисунке 1 приведена зависимость числа оборотов вала n турбобура 3ТСШ1-195 от осевой нагрузки на долото G [9]. Для достижения общности решения нами использован подход с позиций теории подобия, приводящий задачу к критериально планируемому эксперименту [10], что позволяет в итоге сократить число варьируемых параметров. Такой подход предполагает введение нормированных величин: числа оборотов nn =-; нагрузки на
n
max
G й V V б
долото z =-; механической скорости проходки Vn =- с тем, чтобы далее вы-
G V
max max
полнить структурную и параметрическую идентификация моделей nn (z) и Vn (z) .
Структура модели nn (z) выбиралась из ряда конкурентоспособных вариантов (после их линеаризации) по методу наименьших квадратов. Максимальное значение коэффициента детерминации R2 = 0,8 было достигнуто для модели вида
nn = (1-zb )a, (4)
где b = 2; a=0,5.
Что же касается модели механической скорости проходки, то, в соответствии с [10], она принята в виде
V = c • Gm • n', (5)
где с, m и ' — опытные коэффициенты, зависящие от физико-механических свойств горной породы и долота.
Переходя к нормированным величинам, с учетом (3) можно записать
c • Gm • n' b •
Vn = —-— = zm • пП = zm • (1-zb Г . (6)
c • G • n
max max
График Vn(z) при m = 1 ; ' = 0,35 приведен на рисунке 2.
Экстремум нормированной механической скорости проходки достигается при вы-
V
полнении условия —— = 0 , то есть при dz
m • zT-1 • (1 -zbT -^ •' • a • b(1 - zb)'a-1 • z6-1 = 0. (7)
После простых преобразований соотношение (7) приводится к виду
zb =-
m
m+'•a• b из чего следует, что
Рис. 2. График нормированных параметров турбинного бурения
Подстановка (7) в (4) позволяет получить оптимальную нормированную частоту вращения вала турбобура
' 1 > а ( 1
к )„ Ч1 - йг (9)
Анализ полученного результата показывает, что экстремальная скорость проходки (а, следовательно, и оптимальная нагрузка на долото) определяется величиной Г и при стабильном значении произведения а-Ъ (а это параметры турбобура) зависит только от отношения //т.
Подстановка (7) в (6) позволяет оценить уровень экстремума
("Х,= ^.^г .(¿Д^) ^{^J . (ю)
Из соотношения (10) вытекает еще одно важное следствие: нестабильность экстремума (то есть неоптимальность режима бурения) целиком порождена флуктуацией величины Г (если i-a = const ).
Проанализируем зависимость экстремума от нестабильности величины г
Аг
(а конкретно от относительной погрешности 5 = —). Представим г в виде
г
Аг
г = г0 + Аг = г0 (1Н--) = г0 (1 + 5) (здесь г0 — значение г в точке экстремума) и под-
Го
ставим в (10), тогда
(
i-a
("n )opt
1 ] D(1 + 5)
1
1Н 1
(11)
1 + Го-(1 + 3)
Г ■ Го -(1 + 3)
График зависимости относительной погрешности экстремума от относительной по грешности параметра г приведен на рисунке 3.
m
i-a
Рис. 3. График зависимости относительной погрешности экстремума от относительной погрешности параметра г
Особый практический интерес представляет чувствительность экстремума к влияющим на него величинам. Результаты общего анализа эластичности (У)ср( приведены в таблице. Следует различать эластичность (У)ср[ относительно:
• параметров модели (а,Ь и 1,т);
• измеряемых параметров (п и О или их информационных эквивалентов пп и г).
Коэффициент эластичности
Номер п/п Параметр Эластичность
00 * 0,000000e+00
01 a -2,359632e-01
02 Ь 1,492980e-01
03 m -1,499383e-01
04 i -2,359632e-01
05 Г 1,493068e-01
06 Пп 3,488708e-01
07 z 9,999952e-01
Если говорить о модели, то следует отметить, что параметры а, т и I являются понижающими (то есть их увеличение снижает (Уп)срХ ), а Ь — повышающий параметр.
По степени влияния на экстремум лидируют а и I.
Что же касается измеряемых параметров г и пп, то экстремум оказался наиболее чувствительным к нормированной нагрузке г при этом нормированное число оборотов пп уступает ей по чувствительности примерно в 3 раза. Это означает, что к измерению нагрузки на долото О предъявляются более жесткие метрологические требования, чем к частоте вращения вала турбобура п.
Есть еще один важный аспект, который требует пояснений. Дело в том, что, в соответствии с (1), п и О связаны функционально (то есть в отсутствии помех между ними должна наблюдаться детерминированная связь). Это означает, что необходимости в
одновременном измерении этих величин нет, однако реально система телемеханики (используемая в контуре регулирования) работает в условиях мощных шумов, когда коррелированность между п и О резко снижается. В этих условиях применение двух-канальной системы телеизмерений приобретает практический смысл. Разумеется, остается пока открытым вопрос о достижимом качестве регулирования подачи долота при использовании многоканальных систем телемеханики, обслуживающих наклонное турбинное бурение.
В качестве критерия работы системы регулирования обычно принимается величина среднеквадратической ошибки
где g (t)— заданное изменение выходной величины; x(t)— действительное изменение выходной величины; T — время усреднения.
Если отношение результирующей погрешности е2 к погрешности, вносимой самой системой регулирования е, отвечает условию v = е2 /е1 = 1,1, вклад системы телемеханики является величиной второго порядка малости. Допустимой считают ситуацию, когда 1,1 <v<2. На реализацию этого условия и направлены сейчас усилия авторов.
Список литературы
1. Колесов В. И. Доминирующие технологии в условиях устойчивого инновационного развития региона // Энергосбережение и инновационные технологии в топливно-энергетическом комплексе: материалы региональной НТК. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - С. 125-128.
2. Кузнецов О. А., Большаков Б. Е. Устойчивое развитие: Научные основы проектирования в системе природа — общество — человек: Учебник. Санкт-Петербург — Москва — Дубна, 2001.
3. Константинов А., Тарасевич Г. Великая когнитивная революция. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www. rusrep.ru/article/2010/10/18/cognit
4. Саати Т. Л. Принятие решений. Метод анализа иерархий. -М.: Радио и связь, 1989-316 с.
5. Абакаров А. Ш., Сушков Ю. А. Программная система поддержки принятия рациональных решений «MPRIORITY 1.0» // Электронный научный журнал «Исследовано в России», 2005. - С. 2130-2146.
6. Патент 2333351 RU, C1 Е21 В 44/00. Способ контроля осевой нагрузки на долото по КПД бурения / Ю. А. Савиных, Г. А. Негомедзянова (Г. А. Хмара), Х. Н. Музипов, А. Ю. Васильева; заявитель ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет» -№ 2006142153/03; заявл. 28.11.2006; опубл. 10.09.2008 - 12 с.
7. Патент 2443862 RU, C1 Е21 В 47/14. Способ получения забойной информации о частоте вращения вала турбобура / Г. А. Хмара, Ю. А. Савиных; заявитель ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет» -№ 2010143939/03; заявл. 26.10.2010; опубл. 27.02.2012-8 с.
8. Патент 2456446 RU, C1, Е21 В 44/00, Е21 В 47/14. Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении / Г. А. Хмара, Ю. А. Савиных; заявитель ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет» - № 2010152874/03; заявл. 23.12.2010; опубл. 20.07.2012- 10 с.
9. Основы научных исследований: Учеб. для технических вузов / В. И. Крутов, И. М. Глушко, В. В. Попов и др. -М.: Высш. шк., 1989. -400 с.
10. Спасибов В. М. Система автоматического регулирования турбинного бурения глубоких скважин. - Тюмень: Вектор Бук, 1996.-200 с.
Сведения об авторах
Колесов Виктор Иванович, к. т. н., доцент кафедры «Электроэнергетика», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)416591
\Савиных Юрий Александрович|, к. т. н., доцент кафедры «Электроэнергетика», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Хмара Гузель Азатовна, старший преподаватель кафедры «Электроэнергетика», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8 (3452) 416591, e-mail: guzelkhmara@ram bler. ru
Kolesov V. I., Candidate of Sciences in Engineering, associate professor of the chair «Electrical power engineering», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)416591
Savinykh Yu. А.|, Candidate of Science in Engineering associate professor of the chair «Electroenerget-ics», Tyumen State Oil and Gas University
Khmara G. A., senior lecturer of the chair «Electroenergetics» Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8 (3452) 416591, e-mail: [email protected]
(12)
