Файл: Салимжанов Э.С. Алгоритмы идентификации и оптимизации режима скважин.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 22.07.2024
Просмотров: 103
Скачиваний: 0
Для этого, по мнению авторов, необходимо подобрать не большую (в несколько десятков скважин) монолитно-одно пластовую залежь, вскрыть ее равномерной (стандартной) сет кой скважин, оснастить законтурным заводнением и «разре зать» пополам линией нагнетания*. Одну часть залежи следу ет эксплуатировать при S0, а другую при S,, — режиме до полной выработки промышленных запасов.
Неучтенные факторы. 1) Совершенно неожиданным явил ся «всплеск» общего дебита нефти в начальной стадии опыт но-промышленного управления (рис. 16). Решение ЗЛП ука зывало на возможность положительного приращения в разме ре около +5% . «Пик эксперимента» показал приращение по рядка +30%, что не может быть объяснено только эффектом
.ЗЛП. Указанный «всплеск» был непродолжительным (трое — четверо суток) и сменился значительно более длительным спадом общего дебита нефти. Чтобы осмыслить причины это го явления, рассмотрим два типичных «отклика» на управля ющее возмущение (рис. 17).
В первом случае (скважина № 319) наблюдалось падение процента воды (занефтение) во-втором (скважина № 181) — противоположный процесс (обводнение).
Изменение коэффициентов с нефтесодержания не пре дусматривалось и не учитывалось ОЗЛП. Этот факт суще ственным образом повлиял на итоги эксперимента: достаточно указать, что если бы не наличие «пика» в начальной стадии,
* В другом варианте может быть взят автономный (ограниченный ли нией нагнетания) блок крупного месторождения.
іо среднемесячный дебит нефти в октябре понизился бы про тив сентября не менее чем на 2-4-3%.
В настоящее время еще не найдено исчерпывающего объ яснения рассматриваемого явления. Требуются тщательные проработки с расчетом переходных процессов.
Предварительная (концептуальная) модель может быть введена из следующих соображений.
Постулируем наличие монолитно-однопластовой залежи (в поздней стадии разработки), дренируемой двумя скважинами. Положим для простоты, что пласт — однороден, скважины — равнодебитны и имеют место параметры, рассмотренные в § 2, гл. 1 (см. также fl], стр. 454). Стягивая к данным скважинам некоторый контур нефтеносности, имеем к рассматриваемому моменту времени гидродинамический целик, показанный на рис. 18-а.
Просчет методом обводненных трубок тока дал временную развертку процесса заиефтения реагирующей (рис. 18-6) и обводнения возмущающей (рис. 18 в) скважин. Эти два яв ления, взятые в динамике, могут породить квазнволновой про цесс распространения возмущения (рис. 19), который имити
рует пик Коистантиновских экспериментов. |
(цепочка |
На рис 19-а изображена первая фаза процесса |
скважин дренирует пласт в поздней стадии разработки; сква жины обозначены кружками, величины которых имитируют дебнты; гидродинамические целики показаны в виде овалов,
при этом линия сопряжения целика и |
скважин имитирует |
долю нефти в жидкости). |
возмущение (часть |
На второй фазе (рнс. 19 6) внесено |
скважин выключены); при этом смежные реагирующие сква жины увеличили дебит и занефгились, более удаленные — об воднялись, вследствие изменений кинематики течений*.
Первая фаза
Вторая фаза
|
Рис. 19 |
Третья фаза (рис. 19 в) |
характеризуется ростом дебита |
удаленных (нс «смежных) |
скважин, что влечет новые измене |
ния кинематики. Большая часть смежных скважин — несколь ко обводняется.
* Реагирующая и возмущающая скважины характеризуются соответст венно положительным и отрицательным приращением дебита жидкости.
На рис. 19 г изображены в качестве примера типовые рас четные элементы с параметрами: дебит жидкости q и коэффи циент нефтесодержанпя с. Суммируя, в соответствии с тремя фазами, получаем характерный пик процесса G (і) в виде рис.
19д.
2)Эксперименты в Константиновне показали, что неучеі
характеристик подземного оборудования скважин влечет су щественную погрешность конечных показателей процесса’1 Так, например, расчетное приращение общего дебита жидко сти (после наложения управляющих воздействий и затухания переходных явлений) отличалось от натурного изменения бо лее чем в 2 раза. Таким образом, ЗЛП, сформулированная для режима заданных давлений, позволяет удержать лишь ка чество и отношение частичного порядка, чтобы обеспечіт количественный прогноз результатов управления, необходима доводка модели взаимодействий.
3) Наблюдалось существенное расхождение расчетных і1 натурных показателей (во второй фазе эксперимента) вслед ствие неучета слоистости подземных течений**.
п
На рис. 20 показан результат обработки информации по всем скважинам пласта Д-ІІ Константиновской площади (ок тябрь 1969 г.) в виде обобщенной зависимости процента во ды. Во второй фазе процесса отчетливо прослеживается тен денция возрастания дебитов нефти, неучтенная формулиров кой ЗЛП. Если бы не это неожиданное (и весьма благоприят
*Более подробно эти вопросы рассматриваются в следующем, четвер том параграфе.
**См. сноску*.
ное) |
обстоятельство, то среднемесячный |
дебит нефти в |
ок |
тябре понизился бы против сентября на 3 -5- 4 процента. |
|
||
4) |
Опытно-промышленное управление в Константиновн |
||
подтвердило необходимость учета в ЗЛП |
характеристик |
за |
|
воднения пласта. Анализ показал, что недостаточный контроль режима нагнетания в сочетании с обстоятельствами, отмечен ными в пп. 2) н- 3), привели к. существенным отклонениям на турных параметров управления от расчетных; лишь благопри ятное стечение непредвиденных обстоятельств удержало сред немесячную добычу нефти на исходном уровне.
§ 4. Новые аспекты отраслевой задачи линейного программирования
В §, § 1-^-3 было показано, что ОЗЛП обеспечивает прин ципиальную возможность оптимизации технологических и тех нико-экономических процессов нефтедобычи на базе ЭВМ [24]-^[30]. Алгоритмы ОЗЛП в настоящее время отрабаты ваются в составе математического обеспечения АСУ — нефть на всех ступенях управления: соответствующими стандартны ми программами комплектуется большинство машин второго и третьего поколения, предназначенных к использованию в опорных ВЦ МНП.
Более чем десятилетний период развития теории оптимиза ции технологических процессов нефтяной промышленности (на основе ОЗЛП) привел к созданию нормативной методологии управления режимами монолитно-однопластовых залежей*. Однако, большинство месторождений многопластовые, причем разрабатываются при совместном способе эксплуатации. Воп росы привязки методологии ОЗЛП к многопластовым систе мам до сих пор. остаются нерешенными, что вызывает сомне ния в актуальности теории.
Пути преодоления отмеченных недостатков, приведшие к обобщенной формулировке ОЗЛП, а также результаты циф ровых экспериментов, имеющих отношение к многопласто вым системам, являются предметом настоящего параграфа.
Отправляясь от введенной в § 2 модели ОЗЛП, рассмотрим
ядро системы (2.14) |
в виде |
|
(А |
• Q<!P)-)-m ax С • Q |
(2.27), |
где А — квадратная матрица влияний, Р — вектор депрессий.
* В случае совместно-раздельного способа эксплуатации скважин из вестные алгоритмы ОЗЛП могут быть легко эксплицированы.
Модель (2.27) предполагает возможность стабилизации забойных давлений (решение ОЗЛП (2.14) справедливо лишь при постоянных давлениях реагирующих скважин). Хотя ре альные скважины и оснащены средствами изменения режи мов (штуцеры на фонтанных и электропогружных насосных скважинах, возможность изменения длины хода и числа кача ний на скважинах, оборудованных штанговыми насосами), однако на практике (особенно в условиях прогрессирующего обводнения) эти «регуляторы» находятся на «упоре», так что стабилизировать забойные давления (снимать положительные
приращения*) |
не представляется возможным. |
|
Рассмотрим этот вопрос детальней на примере скважины, |
||
оборудованной |
электропогружным центробежным |
насосом |
(ЭЦН). |
|
|
Пусть |
|
|
|
Ы h, q) |
(2.28) |
— характеристика ЭЦН.
Для глубины.скважины Н и забойного давления Рз6 имеем
h = Н * - 10 |
(2.29) |
|
— напор, развиваемый ЭЦИ при производительности q и поте рях в штуцере ô**. Здесь * — индекс параметров.
После подстановки (2.29) в (2.28) получаем
U (P36, q) |
(2.30) - |
приведенная характеристика звена «скважина—ЭЦН». Конк ретная реализация (2.30) в интересующем нас случае «регуля тора на упоре» ( о —>■ 0) показана для ЭЦН 6—100—750 на рис. 21 а. Там же нанесена индикаторная линия
Рзб= Рпл-1* - « * ■ q |
(2.31) |
звена «пласт—скважина» в предположении, что Рп;,. — 150 атм.
а= 4 а™'мз'~" (см..прямую б). Точка пересечения «А» кривой
*Положительные приращения пластовых и забоііпых давлении —ти пичный результат ПЗЛП (2.14) — поскольку в условиях монолитно-одно пластовой залежи эффект обусловлен остановкой сильно обводненных сква жин.
**Пренебрегаем для простоты потерями напора в лифтовых трубах и выходной линии.
(рис. 21-а) и прямой (рис. 21-6) определяет рабочий режим подсистемы «пласт-скважина — ЭЦН (без штуцера)».
Если в районе данной скважины произошло, например, по ложительное приращение пластового давления ,^1РПЛ' —'10 атм. (см. рис. 21 в), то точка «В» определит новый режим; при этом забойное давление также получит положительное прира щение. Таким образом, забойное давление нерегулируемой скважины с ЭЦН существенно зависит от пластового давле ния.
Аналитическое описание звена «скважина — ЭЦН» может быть получено на основе рис. 21-а путем, например, линеари
зации характеристики в |
рабочей точке |
|
Р з6’ |
= a -q + ß |
(2.32). |
Модель (2.32) пригодна для приема «малых возмущений» (изменений дебита, вследствие приращения пластовых давле ний). «Линейность в малом» гарантирует удовлетворительную точность в окрестности рабочего режима реагирующей сква жины*.
* В дальнейшем будет показана возможность использования данной модели в диапазоне больших изменений дебита возмущающих скважин.