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

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 22.07.2024

Просмотров: 92

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

§ 2 гл. II*; при этом задачи большой

размерности решались

в ВЦ АН СССР.

 

 

Отметим, что в 18 задачах из 697 наблюдались некоторые

(несущественные) расхождения МФК

и эталонного

мето­

да, причины которых пока не вполне ясны.

Во-пер­

Точность МФК можно характеризовать двояко.

вых, количественно, сравнивая численные оценки функциона­ ла-критерия (дебит чистой нефти). Отметим, что максималь­ ная погрешность (по данным 697 цифровых экспериментов) не превысила 2%. Не менее важно дать качественную оценку (в смысле суболтимального базиса ОЗЛП), поскольку прижи­ маемые скважины требуют особого внимания. В ряде случаев надлежит демонстрировать высокопроизводительное дефицит­ ное оборудование (например, ЭЦН) с последующей консерва­ цией скважины либо пуском штангового насоса малой произ­ водительности; в других — произвести капитальным ремонт (например, изоляцию обводненных пропластков); в третьих — перейти на совместно-раздельный способ эксплуатации и т. д.

Качественную оценку МФК произведем при помощи ко­ эффициента распознавания:

где Гг — шансы ошибиться для программы, гадающей на удачу (ошибающейся в 50% задач);

Гэ — шансы идеальной программы (в данном случае эталонного метода) ;

Гр — шансы реальной программы (МФК). Массовыми расчетам^ установлено:

/ Гг = 348,5;

Гр = 18, Т э = 2

Ц

R = 348’5~ 18 ^ 0,95 ,

(

 

J

о48,5—2

*что равносильно

утверждению:

«качество МФК такое же,

как в случае, если 95% задач будет решено при помощи эта­ лонной программы и 5% — посредством программы, гадаю­ щей наудачу». Иначе говоря, при использовании МФК

* Стр. 54 -f- 55

-

2-^-3 раза (на каждые ІОО выводимых из оптимального бази­ са скважин) будут остановлены (или прижаты) не те скважи­ ны, которые следовало бы прижать.,

Приведем результаты субоптимизации режима участка 9 пласта Ді Тупмазнпского нефтяного месторождения Баш. АССР*.

Ф -Ф

Рассматривались 79 (111, если разделить совмещенные) скважин, обводненных, в среднем, на 80% с общей добычей жидкости около 9000 м3/сут. Участок 9 оконтурен линией на­ гнетания (квазизакрытая система).

Исходная информация и расчетные параметры МФК приведены в нижеследующей таблице. Для наглядности ре­ зультаты цифровых экспериментов (на модели участка 9 Туймазинского месторождения) показаны в виде графика G (Q) —

рис. 24.

Следует отметить, что приведенная цифровая модель по­ ставила М Ф К в очень тяжелые (в смысле испытания на до­ стоверность) условия, поскольку объект оптимизации, вообще говоря, двухпластовый**, причем 33 скважины (из 111) эксплуатируются при совместном способе. Как будет показа­ но ниже, этому случаю адекватно рассмотрение не одной, а двух квазискважин (см § 7, гл. III). Однако наличие зон пе­ ретока, выравнивающих давления, позволило предположить, что разделяющая пласты перемычка в достаточной мере про­ ницаема. Результаты субоптимизации, в основном, подтверди­ ли это предположение (см. рис. 24). В настоящее время мы

склонны рассматривать пласт Ді

Туимазинекого нефтяного

месторождения как объект с двумя

продуктивными слоями,

разделенными

полупроницаемой

перемычкой, причем та­

кой, что возможно построение модели управления на основе М Ф К с одной квазискважиной. Это чрезвычайно благоприят­ ное обстоятельство позволяет ставить задачу организации

* Данный пример носит несколько условный характер, поскольку ин­ формация по дебитам, депрессиям и коэффициентам нефтесодержания сква­ жин совместного способа эксплуатации не Ьполне удовлетворительна; кро­ ме тою, реальные скважины работают, в основном, с регуляторами «tu ѵпоре».

** Подчеркнем, что МФК в той стадии, разработки, как это было опи­ сано выше, предназначен для субоптимизации режима монолитно-одно- пластовых залежей (с незначительными перифирийными водоплавающими зонами) при наличии астатического регулирования забойных давлений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(промысел

№

3,

 

 

Д

а в л

е и

I Я

 

Д

е

б И

т

ы

Числа влияний

 

 

 

 

р <

рг

 

 

'Si

 

 

и

д

і і

 

 

 

 

 

 

 

Q f

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а..

 

п. п

ск в аж и н

Р гі

 

 

(14,

qj

 

 

 

 

 

 

БАШ

- р а с -

на

1

на IV

(1 6 8 3 )

 

 

 

 

 

 

32 )

 

 

точи.

прнб

 

 

 

НИШ-I ч ети

 

71

г.

71

 

 

 

 

 

 

 

г.

 

 

 

1

2

3

4

5

6

7

 

8

9

 

10

п

12

13

1

8 49 -0

31,8

12,3

19,6

14,30 !

4,5

0,450

_

 

1678,3

4,174

8,52

8,52

 

 

2

8 51 -0

30,6

15,2

15,3

14,32

2 ,8

0,084

0,92

1680,3

4,68

8,52

8,52

3

8 52 -0

29,7

12,3

17,2

14,31

3,5

0 ,175

0,21

1679,6

4,51

8,52

8,52

4

7 7 5 -0

2 8 ,7

12,3

16,0

14,26

52,5

52,5

 

—

 

1630 .6

0 .2 7

8,73

8,75

5

7 7 6 -0

28,1

16.1

11,8

14,35

2 2 ,0

3 ,5 2

1,98

1661,1

0 ,4 7

8,63

8,64

6

7 7 4 -0

29,9

15,5

14,5

14,32

17.1

1 .026

2,22

1666,0

0,66

8,58

8,6

7

8 5 8 -0

2 9 ,7

18,3

11,4

14,34

10,1

0 ,6 0 6

9,09

1673,0

0 ,6 2

8,55

8,57

8

1165 -0

29,3

12,3

16,4

14,23

69,3

0

 

1,39

1613,8

0,2

8,76

8,82

9

1556 -0

30,3

15,2

15,3

14 32

4,3

1,075

1,51

1678,8

2,11

8,52

8,53

ю

1555

31,1

15,2

14,9

14,31

10,7

1,605

1,07

1672,4

1,04

8,55

8,56

J 1

1166 -0

30,1

17,4

п . о

14,87

67,9

2 ,716

6,79

1615,2

0 ,0 8

9,06

9,21

12

1216 -0

30,8

12,3

18,5

14,23

33,5

2,68

2,68

1649,6

0 ,3 4

8,54

8,63

13

4 5 7 -0

30,5

18,1

12,7

14,38

64,3

5,787

9 ,0 0

1618,8

0,11

8,74

8,88

14

2 0 6 -0

30,7

18,5

12,2

14,40

66,1

3,966

12,56

1617,0

0 ,0 8

8,74

8,91

15

382

30,0

15,2

15,8

14,31

10,1

0 ,3 0 3

0,61

1673,0

1,28

8,54

8,55

16

1167 -0

31,0

19,6

11,4

14,44

65,2

3 ,912

4,56

1617,9

0 ,0 8

8 .78

8,93

17

4 5 8 -0

30,5

15,6

15,1

14,29

65 .6

31,488

26,24

1617,5

0,14

8,68

8,83

18

20 7

30,6

12,3

18,2

14,22

43,6

6 ,495

6,5

 

1639,8

0 ,2 6

8,56

8,67

19

318

3 0 ,5

12,3

18,6

14,13

69,5

5,56

10,43

1613,6

0,19

8,62

8,76

20

1787

30,4

18,3

11,7

14,33

4,4

0,88

1,14

1678,7

1,66

8,53

8,54

21

1629

30,2

17,0

13,2

14,35

33,2

6 ,3 0 8

5,98

1649,9

0,32

8,67

8,7

22

1168 -0

31,2

18,2

13,5

14,35

58,6

5,86

5 ,8 6

1624,5

0,15

8,73

8,83

23

1647 -0

30,9

15,2

15,7

14.32

2 ,8

2 ,7 7 2

2,77

1680,3

3,9

8,52

8,52

24

1169 -0

30,8

15,2

15,5

14,32

4,5

4 ,185

4,46

1678,6

2,15

8,52

8,53

25

2 1 0 -0

30,6

15,2

15,4

14,31

10,1

1,717

1,21

1673,0

1

8,53

8,55

96

1096

30,8

14,4

16,4

14,29

22,7

1,589

1,59

1660,4

0,48

8 .56

8,61

27

1305 -0

30,7

14,5

16,0

14,29

31,6

3 ,160

2 ,5 3

1651,5

0 ,4 4

8,63

8,65

2 8

1549 -0

30,6

12,3

18,3

14,25

27,9

2 ,790

2,80

1655,2

0 ,5 0

8 .57

8,61

29

1215

30,6

2 0 ,2

10,4

14,47

6 4 ,3

8,359

7 ,0 7

1618,8

0 ,0 8

8,81

8,94

30

209

30,6

18,4

12,2

14,40

5 9 ,7

5 3 7 3

1,79

1623,4

0,12

8,75

8,87

31

1098 -0

30,4

17,4

13,0

14,35

33,5

1,340

2 ,6 8

1649,6

0,29

8,66

8,70

1445 -0

30,5

12,3

18,2

14,41

18,2

1,820

1,46

1664,9

0 ,9 8

8 ,6 6

8,66

32

33

865

3 0 ,6

15,2

15,4

14,30

21,2

3 ,180

1,48

1661,9

0,48

8,56

8,60

34

22 3

30,8

22,9

7,8

14,37

12,7

0 ,7 6 2

ВЫКЛ.

1670 .4

0,4

8 ,5 9

8,60

30,1

15,2

15,1

14,32

3,7

0 ,3 7 0

0 ,2 6

1679,4

3 ,4 7

8 ,5 3

8,53

35

109 7 -0

36

8 6 7 -0

30,1

15,2

14,9

14,32

0 ,8

0,784

0 ,7 8

1 6 8 2 3

1 2 ,0 7

8,51

8,51

37

8 6 8 -0

29,0

14,2

14,1

14,32

9 ,8

9 ,604

7 ,3 5

1673 .3

1,03

8,55

8,56

30,2

17,5

12,9

14,32

4,7

2 ,305

1,79

1678,4

1,97

8,52

8,53

38

4 3 4 -0

8,48

39

8 3 2 -0

2 8 ,8

2 0 ,3

9,84

14,27

0,9

0,891

6 ,8 9

1682,2

4,01

8,48

40

170

29,9

12,3

17,9

14,31

3,0

1,95

 

2 ,0 7

1680,1

5 ,2 4

8,52

8,52

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

НЕФТЯНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

участок 9)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

:<ОЭф.

іе ф т е с о д е р .

s **

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а ~

 

CJ

с ~

на I

на IV

 

 

П р и м е ч а н и е

 

і і

на

на IV

і

71 г*

71 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1-71

71 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

14

15

і б

17

18

19

 

 

 

 

 

20

 

 

 

0,49

0,1

 

0,22

-0 ,3 9

-0 ,3 9

1)

X. gj

=360

(1.

71

г.)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1,3

0,03

0,33

0,21

0

—0,83

2)

Расчетные

значения

де-

0,89

0,05

0,06

0,21

-0 .1

-0 ,14

 

 

 

"J “Ц

 

 

 

 

0,75

1

ВЫКЛ.

0.19

—51,64

-51,64

В

ходе

 

балансировки

не-

0,88

0,10

0,06

0,21

-3 ,0 6

— 1,52

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1,95

0,06

0,13

0,22

-0 ,1 8

-1 ,3 7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3,07

0,06

0,9

0,21

0,15

-1 ,3 3

3)

 

Коэффициенты

нефте-

1,57

0

0,02

0,21

2,73

1,34

содержання

на

1.

71

г. Опре-

3,71

0,25

0,35

0.22

—0,69

—1,12

 

 

 

эистически. Коэффи­

2,25

0,15

0,1

0,21

—1,02

—0.48

циенты

нефтесодержания

на

3,45

0,04

0,1

0,22

2,97

—1,1

IV. 71 г. принимались одина­

4,31

0,08

0,08

0.22

1,04

К04

ковыми в обеих пачках

(сква­

3,48

0,09

0,14

0,22

0,16

-3 ,3 7

жины совмести, эксплуатации).

4,27

0,06

0,19

0,22

3,14

—5,45

4)

Числовые

значения,

по­

1,72

0,03

0,06

0,21

0,13

—0,18

казанные

в

скобках

(см.

п.п.

3,82

0,06

0,07

0,22

2,33

1,68

6, 10), даны по состоянию

на

3,66

0,48

0,4

0,2

—25,95

—20,7

1.1.71

г.

 

 

оценки

эффекта

4,23

0,15

0,15

0,22

—1,79

— 1,79

5)

 

Для

 

3,32

0,08

0,15

0 22

0,36

—4,51

(при

совмести,

способе эксплу­

2,62

0,2

0,26

0,21

—0,6

-0 ,8 6

атации)

прижатий

необходимо

1,56

0,18

0,19

0,21

-5 ,0 6

—4,73

просуммировать

 

пары чисел

2,9

0,1

0,1

0,22

—1,58

—1,58

из

 

колонки

18 (или

19),

от­

2,84

0,99

0,99

0,21

-2 ,5 7

—2,57

носящиеся

к

одному

номеру

3,47

0,93

0,99

0,21

—3,81

—4,08

скважины.

 

 

 

 

пересче­

3,17

0,17

0,12

0,21

-0 ,9 3

—0,42

6)

 

Коэффициенты

3,31

0,07

0,07

0,22

0,34

0,34

та

модельных

величин в

на­

1,27

0,1

0,08

0,22

—2,16

— 1,51

турные

 

 

 

 

 

 

 

2,63

0,1

0 ,1 1

0,22

—0,90

—0,91

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3,25

0,13

0 ,1 1

0,22

—3,14

—2,85

кч

5,18

м3 /

сут. *

 

3,17

0,09

0,03

0,22

-0 ,6 2

2,96

 

1,99

0,04

0,08

0,22

0,36

—0,98

Кр =з 6,9

 

атм

 

 

 

0,22

0,1

0;08

0,21

-1 ,7 5

—1,39

 

 

/ * ] •

 

3,14

0,15

0,07

0,21

—1,55

0,15

7)

 

 

 

 

 

1,63

0,06

ВЫКЛ

0,21

-0 ,2 5

—

Модельные

величины по­

1,35

0,1

0,07

0,21

—0,25

0,14

лучены

на

электроинтеграторе

3,11

0,98

0,97

0,21

—0,72

—0,72

УСМ-1 в БашНИПИ.

относи­

2,40

0,98

0,75

0.21

—9,02

—6,77

Адаптацию

 

сетки

2,17

0,50

0,38

0,21

—2,10

-1 ,5 4

тельно реального

пласта

вы­

3,70

0,99

0,98

0,21

—0,79

—0,79

полнили

Р. 3.

Сайфутдинст,

1,3

0,65

0,69

0,21

— 1,85

—1,97

А. И. Белозерова

Э.

С. Са-

 

 

 

 

 

 

лимжанов.

 

 

 

 

 

 

Смотрите также файлы