Расчетная модель метрологических характеристик волоконно-оптических измерительных устройств
Автор: Вишневский Александр Анатольевич, Ясовеев Васих Хаматович
Журнал: Известия Самарского научного центра Российской академии наук @izvestiya-ssc
Рубрика: Информатика, вычислительная техника и управление
Статья в выпуске: 4-7 т.18, 2016 года.
Бесплатный доступ
В статье рассматриваются возможности и особенности использования моделирования метрологических характеристик при проектировании волоконно-оптических датчиков давления и температуры для использования в нефтегазовой сфере.
Волоконно-оптические измерительные устройства, расчетная модель, метрологическое обеспечение, погрешности
Короткий адрес: https://sciup.org/148204859
IDR: 148204859
Текст научной статьи Расчетная модель метрологических характеристик волоконно-оптических измерительных устройств
Актуальны следующие основные задачи метрологических исследований алгоритмов и технологических режимов:
-
- формирование структурной схемы модели для расчета суммарных метрологических характеристик каналов измерительной системы по нормированным погрешностям входящих внешних измерительных компонент;
-
- расчет по модели и исходным нормированным данным суммарных инструментальных погрешностей (границ их интервалов) контроля базовых глубинных параметров волоконнооптического устройства измерения давления и температуры (далее – ВОУИДиТ);
-
- обработка имеющейся статистики по характеристикам для расчета параметров ВОУИДиТ и определение их метрологических показателей, требуемых для дальнейших вычислений;
-
- исследование возможных инструментальных (аппаратных) погрешностей (границ их интервалов) алгоритмов вычисления (моделирования) давления и температуры, а также снижения погрешности, принятие ряда исходных величин с помощью экспертной оценки.
В результате должна быть выведена предварительная оценка основных метрологических характеристик ВОУИДиТ применительно к его базовым алгоритмам снижения погрешности, что является целью данных метрологических исследований.
РАСЧЕТНАЯ МОДЕЛЬ, НОРМИРОВАНИЕ
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТИРУЮЩИХ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВОУИДиТ
Для проведения метрологической оценки рассматриваем как базовое ВОУИДиТ для глу-
бинных (внутрискважинных) измерений мульти -сенсорный скважинный инструмент типа МСИ-0 Phoenix фирмы Schlumberger [5] (табл. 1).
Расчетную модель измерительную схему (далее - ИС) для метрологических исследований на основе ГОСТ Р 8.596-2002 целесообразно представить в виде схемы на рис. 1. Типовая ИС содержит сложный измерительный канал ИС, образуемый измерительным компонентом (датчиком и преобразователем соответствующего параметра), связующим компонентом (каналом передачи данных по силовому кабелю от измерительного компонента на поверхность в АСУТП) и вычислительным компонентом (контроллером сложного ИК-средства контроля глубинных параметров). Данный сложный канал является готовым внешним изделием, используемым для ввода измерительной информации.
В составе схемы модели выделяется комплексный компонент ИС, образуемый связующим и вспомогательным компонентами. Связующий компонент представляет радиоканал передачи данных с контроллера сложного ИК (мультисен-сорный скважинный инструмент типа МСИ-0), расположенного в СУ УЭЦН (системе управления электроцентробежным насосом) скважины кустовой площадки, на АРМ (автоматизированном рабочем месте), расположенном в диспетчерской ЦДНГ (цеха добычи нефти и газа).
АРМ согласно ГОСТ Р 8.596-2002 является вспомогательным компонентом ИС, обеспечивающим нормальное функционирование ИС в части визуализации (отображения) физических значений контролируемых параметров.
Для определения результирующих обобщенных метрологических характеристик каналов ИС введем ряд априорных допущений и условий в соответствии с РД 153-340-11.201-97 «Методика определения обобщенных метрологических характеристик измерительных каналов АСУТП. РАО «ЕЭС России»:
-
- погрешности ИС являются случайными величинами, распределенными по закону
Рис. 1. Структурная схема расчетной модели погрешности ИС
Таблица 1. Виды метрологических характеристик сложного измерительного канала
-
- все значения погрешностей равновероятны;
-
- доверительную вероятность контроля принимаем Р = 0,95.
Тогда, согласно РД 153-340-11.201-97, нижняя и верхняя границы интервала, в котором с вероятностью Р = 0,95 находится суммарная погрешность δ для реальных условий эксплуатации (допускаемый предел) определяется по формуле:
5 = ±1,96( 0 " [ A i2 + <жк2 )/2, (1)
где σ кк– среднее квадратическое отклонение (СКО) основной приведенной погрешности комплексного компонента ИС;
Δi – предел систематической составляющей основной погрешности.
Данная погрешность в силу особенностей цифровой передачи и обработки измерительного канала относится к ничтожно малой погрешности, и ею можно пренебречь.
В соответствии с РД 153-340-11.201-97:
[ A i ] = A iV3 .
Тогда
5 =± 1,96/1,73* A 3 *± 1,13 A i . (2)
Рассчитанные по формуле (2) округленные значения δ , приведены в табл. 2.
Следует отметить, что они носят максимально возможный (предельный) характер для данного типа блока погружной телеметрии.
Обработка осуществлялась для 2 параметров применительно к ВОУИДиТ.
В качестве задач обработки приняты:
-
- выборка предельных (минимаксных) значений параметров;
-
- определение математических ожиданий параметров;
-
- определение дисперсий и средних квадратических отклонений.
Для исключения данных по остановленным скважинам из массива данных скважинного фонда ЦДНГ, определения диапазонов изменения параметров, их математических ожиданий и стандартных отклонений использовался программный пакет Statistica 6.0. Результаты обработки представлены в табл. 3, в которой также указаны полученные значения приведенных (относительных) частных производных, рассчитанных с помощью пакета Mathcad 14. Принятые для Mathcad обозначения параметров и формулы вычислений приведены в табл. 3.
Частные производные (коэффициенты влияния) в формуле расчета погрешности измерения рассчитывались с использованием пакета Mathcad 14.
Таблица 2. Рассчитанные значения суммарных погрешностей для реальных условий эксплуатации
Значение |
Параметры |
||||
Pпр |
Тпр |
Tпэд |
α |
Iу |
|
±δ , % |
0,13 |
2,13 |
2,13 |
2,13 |
0,06 |
Таблица 3. Результаты обработки данных
Параметры |
Глубина верхних дыр перфорации Hвд, м |
Глубина спуска телеметрии Hсп, м |
Удлинение верхних дыр, Удлвд, м |
Плотность нефти ρнп, г/см3 |
Обводненность В, % |
Затрубное давление Pзат, кгс/см2 |
Pпр*, кгс/см2 |
Минимальное значение Pimin |
2440,00 |
200,00 |
0,00 |
0,83 |
1,00 |
0,10 |
40,00 |
Минимальное значение Pimax |
3523,00 |
3163,00 |
789,90 |
0,85 |
99,00 |
23,00 |
140,00 |
Математическое ожидание Mi |
2696,15 |
1866,12 |
173,70 |
0,84 |
57,28 |
6,30 |
3,84 |
Приведенная величина Mi/xmax |
0,77 |
0,59 |
0,22 |
0,99 |
0,58 |
0,17 |
0,17 |
Приведенная ** частная производная формулы для Pз (коэффициент влияния Kl) |
δPз/ δНвд= 0,0792 |
δPз/ δНсп=-0,07 |
δPз/ δУдлвд= -0,02 |
δPз/ δРнп=0,01 |
δPз/ δВ=0,01 |
- |
- |
Приведенная ** (относительная) частная производная формулы для Нд (коэффициент влияния Kl) |
δHд/ δНвд=0,50 |
δНд/ δНсп=0,56 |
δНд/ δУдлвд= -0,02 |
δНд/ δPнп= -0,31 |
- |
δНд/ δРзат= 0,82 |
δНд/ δРпр= -0,82 |
ИССЛЕДОВАНИЕ АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
Целью метрологических исследований алгоритма является оценка аппаратной погрешности реализации алгоритма в ИПТК (интеллектуальном программно-техническом комплексе). Методическая погрешность в данном исследовании не рассматривается, так как базовые расчетные зависимости выдаются заказчиком на корпоративном уровне.
В соответствии с РД 153-34.0-11.20-97 среднее квадратическое отклонение случайной составляющей инструментальной погрешности реализации алгоритма расчета погрешности Р3 может быть оценено по формуле:
» [ S p3 ] = ( квд2 е 2 ВД + КСП2 ^ 2 СП + куд.вд2 е 2уд.вд +- )
1/2 (3)
|- + к Ри > 2 Р ип + к Р 2 е 2 Р В + к В 2 е 2 ) + о Рпр ’
\ В J где К – коэффициенты влияния соответствующих характеристиик (частные производные), ст - СКО основной приведенной погрешности комплексного компонента ИС.
Нижняя и верхняя границы интервала, в котором находится инструментальная суммарная погрешность алгоритма, согласно РД 153-34.011.20-97 оцениваются по формуле:
5 А [ рз] = ± 1,96 а^Зрз .
СКО инструментальных приведенных
Таблица 4. Рассчитанные значения среднеквадратических отклонений
Таким образом, 1.
a[3P3 ] = ( 0,08252 +(-0,069)2 52 +... )
( ...+(-0,22)252 +0,012102 +0,012102 'j/2 + 0,2 = 0,72%,
J A[ P , ] = ±1,96 • 0,72 = ±1,4157% -1,42%.
ВЫВОДЫ
Проведено расчетное моделирование в со- 3. ответствии с положениями и рекомендациями метрологических нормативно-технических документов.
В результате исследований в рамках принятых допущений, моделей и располагаемой 4. статистики получены приближенные оценки нижних и верхних границ интервалов, в которых с вероятностью 0,95 находятся суммарные инструментальные (аппаратные) погрешности: 5.
-
- контроля глубинных скважинных параметров на примере мультисенсорного скважинного 6. инструмента Phoenix (типа МСО-О), в частности, по давлению на приеме установки электроцен-тробежного насоса ±0,13 %;
-
- алгоритма расчета забойного давления ±1,42 %.
Предложенная расчетная методика метро- 7. логического исследования и обработки статистических данных со скважинного фонда позволяет оценить предельные инструментальные погрешности как при применении другого типа скважинной телеметрии, так и для любых других алгоритмов и технологических режимов.
Список литературы Расчетная модель метрологических характеристик волоконно-оптических измерительных устройств
- Программно-технический комплекс СОКРАТ для автоматизации контроля и управления кустами скважин в реальном времени/В.В. Жильцов, А.В. Дударев, В.П. Демидов и др.//НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. № 11. С. 25-30.
- Решения и развитие интеллектуальной технологии мониторинга и управления механизированным фондом скважин/В.В. Жильцов, А.В. Дударев, В.П. Демидов и др.//Нефт. хоз-во. 2006. № 10. С. 12-14.
- Конопжински М., Аджайн А. Оптимизация поведения коллектора с помощью скважинно-технических средств с развитыми логико-информационными возможностями//Нефтегазовые технологии. 2004. №5.С. 8-13.
- Жильцов В.В. Типовые решения интеллектуального мониторинга и адаптивного управления механизированным фондом скважин//Нефтегазовая вертикаль. 2006. № 12. С. 102-103.
- Мультисенсорный скважинный инструмент МСИ: Руководство по эксплуатации. PHOENIX. 2002. 56 с.
- Вишневский А.А. Распределенные волоконно-оптические информационно-измерительные системы давления и температуры для применения в нефтегазовой сфере//Прикаспийский журнал: управление и высокие технологии. 2015. №2 (30). С.193-207.
- Вишневский А.А., Ясовеев В.Х. Интеллектуальный подход к улучшению метрологических характеристик волоконно-оптических систем измерения давления и температуры, предназначенных для нефтегазовой отрасли//Прикаспийский журнал: управление и высокие технологии. 2015. № 3(31). С. 158-167.