Файл: Салимжанов Э.С. Алгоритмы идентификации и оптимизации режима скважин.pdf

где Bonm. СУТЬ матрица В1, использованная в последней ите­ рации качественного решения; Qonm. — вектор, составленный из вычеркнутых в ходе качественного решения элементов ис­

транспонированная к матрице В(0)последнеіі итерации качест­ венного решения.

Заметим, что произведение:! Вопш 1 • Z„nm суть прираще­

ния общего дебита нефти после перехода па оптимальный режим.

Следуя Б. Л. Лнтваку, приведем блок-схему алгоритма оп­ тимизации. Операцию умножения вектора на матрицу обоз­ начим СП—I, операцию решения системы линейных алгебра­ ических уравнений — СП—II,

При решении задачи на малых ЦВМ (типа «Наирп») мож­ но использовать имеющиеся стандартные программы (С. П.).

М. Л. — алгоритм может оказаться полезным па стадии элект-ромоделирования монолитно-однопластовой залежи в режиме заданных давлений. Если размерность задачи не пре­ вышает 50X50, то ОЗЛП может быть решена на интегрирую­ щей сетке, минуя этап определения матрицы влияний.

Заканчивая описание М. Л. — алгоритма отметим его от­ носительные достоинства и недостатки. К достоинствам при­ числим значительное сокращение объемов перерабатываемой (на конечной вычислительной стадии) информации. К недо­ статкам — меньшую общность в связи с изъятием (из проце­ дуры оптимизации) фонда нагнетательных скважин. Отмечен­ ный недостаток является существенным, поскольку в настоя­ щее время почти все нефтяные месторождения страны разра­ батываются с поддержанием давлений путем закачки в пласт воды. (Блок-схема алгоритма Меерова-Лнтвака приведена в конце книги).

§ 3. О результатах опытно-промышленного управления режимами эксплуатации скважин пласта Д2 Константиновскоіі площади Серафимовского нефтяного месторождения

Башкирской АССР

В мае и октябре 1969 года кафедра автоматики и телемеха­ ники МИНХ и ГП им. И. М. Губкина совместно с производ­ ственным объединением Башнефть и институтом БашНИПИнефть при участии института проблем управления (ИАТ) МПСА и СУ и АН СССР осуществили опытно-промышленное управление режимами эксплуатации нефтеводоиосного пласта, основанное на расчете оптимального фонда действующих сква­ жин методами ОЗЛП.

Объект экспериментирования: 50 скважин пласта Д2 Копстантиновской площади типичен для месторождении УралоВолжской нефтяной провинции (рис. 15). Условия залегания продуктивных слоев, свойства флюидов и параметры процес­ са, наличие законтурного заводнения, геометрия размещения скважин, характеристики подземного и наземного оборудова­ ния — все здесь аналогично основным (девонским) месторож­

Организация опытно-промышленного управления. Подго­ товка к экспериментам заключалась в построении математи­ ческой модели пласта, отработке алгоритмов и отладке про­ грамм оптимизации и в организации каналов связи.

Мо д е л и р о в а н и е . Определение матриц влияний, необ­ ходимых для постановки и решения ОЗЛП, осуществлялось на интегрирующих резистивных сетках. В 1968 — 1969 гг, иссле­ дуемый объект моделировался трижды. Первая модель ока­ залась не вполне удовлетворительной. Результаты второго и третьего моделирования послужили основой построения устой­ чивой части оптимального базиса ОЗЛП. Вторая модель стро­ илась на базе электроинтегратора ЭИ-12 с использованием карты гидравлических сопротивлений института БашНИПИнефть, третья модель подстраивалась в соответствии с про­ мысловой картой изобар на машине ЭИ-С института ВНИИнефть.

граммы ОЗЛП, а также М. Л. — алгоритм и график рис. 25

леи и сгладив случайные флюктуации. Результаты экспери­ мента сведены в нижеследующую таблицу.

ской площади Серафимовского месторождения показали, что в условиях прогрессирующего обводнения однопластовой за­ лежи платформенного типа можно значительно снизить отбо­ ры воды без заметного ущерба текущей добычи нефти. При этом не требуется каких-либо материальных затрат: эффект достигается изменением режимов (перераспределением плас­ товых давлений и потоков).

Таким образом, принципиальная возможность использова­

(Sp : So) — режима на коэффициент конечной нефтеотдачи.