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: 93
Скачиваний: 0
В дальнейшем используем для краткости и выразитель ности следующую терминологию. Множество индексов, отве чающих номерам скважин, обозначим «к». Тогда:
і. j е |
к ; |
і |
>■( |
{j т- і ] |
-*■1^ > |
|
( 1 U і = |
к, |
і Л |
1= |
$ )--■ |
0 = ,;Р) • ■• |
(3.6). |
Иначе говоря, і отличается от «к» лишь на один индекс і*, или,
что то же самое, индексы і, і дополняют друг друга в «к».
Группу скважин, отвечающих индексу і, і, назовем «квази
скважиной». Параметры Qi , Pi , ci , an будем называть дебитом, депрессией, коэффициентом нефтесодержания и об ращенным аналогом коэффициента продуктивности квазисква
жины. Параметр а ^ — суть аналог коэффициента влияния сопряженной пары «скважина — квазискважина», его мы на
зовем коэффициентом взаимодействия |
квазискважины. |
П а р а м е т р ы |
И с ч и с л е н и е |
1. Дебит квазискважнны |
Q |
2.Депрессия квазисква
жины
3.Коэффициент нефте-
содержання |
квазискважи |
ны |
|
Pr
Q'
СГ
ОГ
о
4. Обращенный |
аналог |
||
коэффициента |
продуктив |
||
ности |
квазискважины |
||
5. Коэффициент |
взаи |
||
модействия |
квазискважи |
||
ны |
|
|
|
Л
ог
Вернемся к числовому примеру из § 1, гл. II. РІмеем вместо системы (2.17):
1,00 |
0,057 |
'Чі ' |
'100' |
0,50 |
0,064 |
'Ч2 |
' |
' 100' |
0,057 |
0,36 |
-ЧГ. |
100 |
> 0,064 0,51 |
Ча . |
100 |
||
2,-00 |
0,070 1 |
'Чз ' |
'100' |
1 |
0,086 |
Ч |
' |
' 100' |
11,50 |
||||||||
0,070 |
0,31 |
’ .Чз\ |
.100. |
0,086 |
0,32 |
-Ч-Г. |
100 |
(3.7) Непосредственной проверкой убеждаемся, что набор {qj J, Iqj ], образованный последовательностью автономных решений
из (3.7), в точности совпадает с решением исходной задачи. Данный пример иллюстрирует отображение одной четырех
мерной задачи на четыре двумерные. В дальнейшем, в связи с результатами массовых расчетов, мы введем технику отобра жения в общем (п—мерном) случае.
§ 3. Новая модель взаимодействий. Метод форсируемой квазискважины
Ранее (см. § 2, гл. Ill) |
нами была введена модель |
интер |
ференции скважин, основанная на автоморфизме |
|
|
(А • Q = P) - |
(А* • Q*= Р*} . . . |
(3.8) |
где А = |
1л ,j |
. . • Я,и |
! |
|
Jßri| |
• ■а п |
|||
|
|
|||
|
|
ПІ1!, |
||
|
«п |
аг. |
|
|
А * = |
1і |
|||
j аг. |
arr |
|||
|
||||
|
1 1I |
и |
> |
Q = |
Чі |
р = |
“ Р." |
_Чп_ > |
|
||
|
|
_рп |
|
|
' Чі ' |
|
‘ Pi ' |
Q* — |
1 |
P* =-- |
|
|
Qr |
p . \ |
|
|
1 |
|
При этом каждый параметр новой модели определен простой конечной формулой (см. таблицу в предыдущем параграфе).
Выясним теперь, как изменится производительность квазискважины, если варьировать дебит сопряженной скважины? Для этого зафиксируем* значение элементов матрицы А* и продифференцируем вторую строку любой подсистемы из вы
писанной [в (3.8) после стрелки] совокупности |
[см. также |
(3.5)]: |
|
* Фиксированные параметры а* . р я р ~ будем называть |
псевдокон- |
стаіпамн. |
|
|
аоГ |
"i i |
—V |
|
|
|
|
|
|
öq, |
ß*,l .1 /, |
|
|
ßii |
|
|
|
|
Q — Qf~ + |
s i g n q { ■Äq. |
• |
; Q.~ = Q |
(3,9). |
|||
|
|
|
|
|
|
aii / |
|
|
Меняя индекс «i» и отслеживая каждый раз условие Qi ^ |
||||||||
Q= const., определим |
порожденную |
совокупность |
«реакций |
|||||
на |
единичные |
возмущения» в виде |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
(3.10). |
Таким образом, мы вновь |
приходим к опорному |
принципу |
||||||
Sp |
— стратегии. Однако |
старое содержание приобрело но |
||||||
вую |
(достаточно удобную) |
форму. Аналог S-оператора (2.16) |
||||||
в виде (3.10) |
позволяет выписать |
непосредственно |
(минуя |
многократное решение n-мерной алгебраической системы типа (2.15)) ряд чисел Sj >- 1, i= 1, . . , п, отвечающих скважи
нам, «прижатие» которых не снизит общего дебита нефти. Итак, алгебраическая система
а { |
а і і |
-------1 |
Qi |
|
а й |
a 'lî |
— |
1 |
|
|
|
|
i |
|
|
|
|
О |
|
а. г |
|
|
|
|
11 |
|
|
|
|
|
|
ѵ |
. P |
|
РГ. = |
I L tlJ - |
|
||
|
|
|
Qr |
|
|
|
|
i |
|
' P i " |
|
Чі |
maxG; |
|
|
<?Г |
|
. p r . |
|
|
|
а:'. |
Р~ |
а .т |
|
І |
Q.~ ’ |
||
11 |
|
11 |
c:_ _ V i C1 ' qL ; QT= E . |
|
Q r |
jv iq ; |
|
Gf |
= Ej^., gi ; |
i,. І = 1, 1, . • . , |
n, n |
(3.11) |
позволяет моделировать Sp — поведение |
(a следовательно, |
|||
и различные комбинированные стратегии) |
выработки |
нефте |
||
водоносного |
пласта. |
|
|
|
При этом необходимы лишь дебнты, депрессии, коэффици енты продуктивности и коэффициенты иефтесодержанпя сква жин, т. е. те и только те параметры, которые измеряются не посредственно на промыслах*. Заканчивая обсуждение мето да субоптимизации [назовем его методом форсируемой квл-
зпскважины (МФК)], приведем |
численные |
оценки реакции |
||
на единичные возмущения, выписанные на |
основе (3.10) для |
|||
примера, рассматриваемого в § 1, гл. II и § 2, гл. Ill) |
||||
S = I |
0,064 |
0,16 1,35 |
0,53 ) |
(3.12) |
Сравнивая |
(2.21) |
и (3.12), убеждаемся в удовлетворительном |
совпадении результатов МФК. с эталонным решением. Заме чено, что точность МФК. быстро растет вместе с возрастанием количества взаимодействующих скважин. Так, например, ре зультаты оптимизации ста одиннадцати скважин посредством МФК и эталонного метода показали, что численные оценки S—оператора практически не различимы.
§ 4. МФК. Алгоритм субоптимизации
Представляется естественным характеризовать возможно сти интенсификации добычи нефти (в смысле рассматривае мой ОЗЛП) цепью
|
|
<S, » |
(3.13), |
ГД е |
S<—>{ S jj j ; |
i=1, |
. . ., n . |
Упорядоченность элементов из (3.13) позволяет реализовать программу выведения скважин на новый режим в несколько этапов, адаптируясь к параметрам (например, коэффициентам иефтесодержанпя), которые меняются вместе с изменениями кинематики подземных течений (см. гл. II, §§ 3, 4). Эффект снимается также в несколько приемов, причем с ослаблением (затуханием), так что нетрудно отфильтровать шумовой фон обобщенных параметров нефтедобычи (см. рис. 16).
Можно показать, что цепь (3.13) изоморфна вполне упо рядоченному множеству
<S*, < > |
< Р~ •Q~" •H — G (pi — Ац •g, ), О |
(3.14). Соотношение (3.14) положено в основу рассматриваемого ни же алгоритма субоптимизации. При реализации (3.14) выпол няется следующий порядок расчетов и переключений:
* В дальнейшем информационная модель МФК будет еще несколько упрощена.
1.Определить (по данным за предшествующие т недель) общепромысловую, среднесуточную добычу нефти.
2.Вычислить S*.
3.Расположить результаты из пункта 2 (п. 2) в ряд неубы
вающей (возрастающей) последовательности.
4. |
Поставить в соответствие вполне упорядоченному мно |
|
жеству из п. 3. |
добиты чистой нефти. |
|
5. |
Пользуясь |
результатами п. 4, разметить последователь |
ность п. 3 интервалами так, чтобы суммарный дебит интерва
ла |
(слоя разбиения) составил е% от общепромысловой добы |
|||
чи |
нефти. |
(соответствующих времени зату |
||
|
6. Остановить на т недель |
|||
хания переходных процессов) |
скважины первого |
(вообще |
||
,н-го) |
слоя разбиений. |
|
общую |
|
|
7. |
Определить (непосредственными измерениями) |
среднесуточную добычу нефти за т недель, истекших после ос тановки скважин /;-го слоя разбиений.
8. Сравнить результаты пп. 7 и 1. Если добыча не снизи лась, то заменить ,«-ый интервал на <м-}-1-й, вернуться к п. 2 и т. д.; если снизилась — перейти к п. 9.
9. Держать данный режим «Т»—месяцев (за это время ха рактеристики обводнения залежи заметно изменятся), после чего включить остановленные скважины (кроме полностью об-
воднившпхся) для |
уточнения параметров |
S*. |
|
10. Вернуться к |
и. 2 и т. д. |
расчеты |
выполнялись при |
П р и м е ч а н и е : |
Практические |
||
е = % , т—2-^3 недели, Т= 3-Н месяца.§ |
|
||
§ 5. МФК. Массовые расчеты |
|||
В целях оценки |
достоверности |
М Ф К |
использовались |
модели интерференции типа (3.1) размерностью 3-И11, по строенные на реальном промысловом материале. Всего рас
сматривалось около семисот задач. Параметры |
, Cj , |
||
q , п |
менялись случайным } образом от задачи к задаче. |
||
Каждый |
раз |
отслеживались условия: |
|
О < |
= |
<2jj <<Zj= j ; 50 < Pj < 100; 0 < q < |
1, |
характерные для девонских месторождений Башкирии и Тата рии.
В качестве эталонного использовался метод, описанный в