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: 89
Скачиваний: 0
Техника субоптимизации. Поставим цифровой экспери мент. При осуществлении экспериментов МФК ни промысле или его цифровом аналоге необходимо (на каждой итерации) контролировать 2п параметров (ф , Рі0) . В нашем случае
в ходе реализации алгоритма МФК меняются депрессии*, ко торые могут пересчитываться по формуле
Р іо = P i - a ü • Qi |
(3 .2 2 ). |
Используя рис. 25, определим вполне упорядоченное мно жество
Найдем дебиты нефти: q( ; |
і= |
1, . . . . . Ill |
и разметим |
интервалами разбиений ряд (3.23) |
на слои, приняв іпГ*£ = 7,5 |
||
(2% от общей среднесуточной |
добычи нефти). |
Выключение |
|
скважин группами позволит уловить обобщенный отклик в реагирующих скважинах; при этом существенных потерь ин формации (сравнительно с прижатием по одной скважине) не произойдет, поскольку (в рамках данной задачи) порядок вы ведения скважин из оптимального базиса не имеет никакого
значения |
(см. гл. II, |
§ 2 и работу [27]). |
|
|
||||
|
Результаты нулевой итерации показаны в нижеследующей |
|||||||
таблице. |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Таблица |
1 |
Л!Ь с:сіпж ин |
C l/ Р і о |
Чистая |
нефть gf |
Дебит ин |
||||
тервала |
g a |
|||||||
8; |
50; |
65 |
0 |
|
|
0 |
|
|
|
60 |
|
0,002 |
|
|
0,04 |
|
|
|
11 |
|
0,006 |
|
|
2,716 |
|
|
|
97 |
|
0,007 |
|
|
0,248 |
10,842 |
|
|
14 |
|
0,009 |
|
|
3,966 |
|
|
|
16 |
|
0,010 |
|
|
3,912 |
|
|
|
І5 |
|
0,010 |
|
|
0.303 |
|
|
7; |
12; |
109 |
0,011 |
0.606; |
|
2,68; 0085 |
7, Р 6 |
|
31; |
91 |
|
0,012 |
1.34; |
0,799 |
|
|
|
26; |
2 |
|
• 0,013 |
1.589; |
|
0,84 |
|
|
№ скважин |
Ci / Ріо |
Чистая нефть рс |
Дебит |
ин |
|||
тервала |
g |
||||||
73 |
|
|
0,014 |
0,120 |
11.427 |
||
ІЯ; |
108 |
|
0,016 |
5,56; |
0,06 |
||
13 |
|
|
0,017 |
|
5,787 |
|
|
30 |
|
|
0,018 |
|
5,373 |
|
|
6 |
|
|
0,019 |
|
1,026 |
12,894 |
|
18 |
|
|
0,021 |
|
6,495 |
|
|
34 |
|
|
0,021 |
|
0,762 |
9,312 |
|
22; |
28 |
|
0,023 |
5,86; |
2,79 |
|
|
41 |
|
0,023 |
|
0,688 |
9,047 |
||
29 |
|
0,025 |
|
8,359 |
|
|
|
93 |
|
0,027 |
|
3,85 |
|
|
|
33 |
|
0,029 |
|
3,18 |
7,205 |
|
|
|
3 |
|
0,031 |
|
0,175 |
|
|
10 |
• |
0,031 |
|
1,605 |
7,482 |
|
|
25 |
0,032 |
|
1,717 |
|
|||
79 |
|
0,037 |
|
0,28 |
|
|
|
58 |
|
0,040 |
|
3,88 |
|
|
|
Обобщенный отклик в реагирующій скважинах определял ся (для каждого слоя разбиений) па цифровой модели из [371*.
Например, после выключения первых восьми скважин: (18, 50, 65, 60, 11, 97, 14, 16) дебиты оставшихся ста трех сква
жин были: Q (1)2345* = [q!" ] = [4,5 3,29 3,56 54,96-22,67 18,12 12,32
5,06 11,74 40,4 80,6 10,59 75,66 50,04 75,03 4,78 34,77 66,17 2,89
4,78 10,8 23,42 31,84 28,08 67,67 60,95 33,25 18,19 21,57 12,98 3,7
0,81 9,84 4,76 0,9 2,99 17,15 26,93 1,89 63,11 51,12 63,73 6,42 4,71
* Посредством решения системы линейных алгебраических |
уравнений |
|||||
размерности |
111X 1 f I с |
последующей |
обработкой |
решения |
по |
формуле |
G = i-j gj = |
- j Cj • qj ; |
эталонный |
метод описан |
подробно |
в |
§ 2, гл. II. |
Подпрограмма вызова |
стандартной программы: |
|||
1. |
BEGIN _ |
ARRAY ___А [ 1 : 111, 1 : 112], В [ 1 : 111]; |
||
2. |
ВВОД (А); |
ВЫ ВОД_ (А); |
||
3. |
APEC |
(111, |
А ._ В , |
М); |
4. |
ВЫВОД |
(В), |
М; |
|
5. |
ВЫВОД |
(777. 7) |
ЕіМД _ |
|
І 2,78 3,01 |
0,3 |
17,73 |
4,01 |
4,32 0,6 4,25 48,48 |
27,68 |
1,43 |
|
1,43 |
1,21 |
||||||||||||||||
5,35 0,51 |
|
1,66 0,43 3,59 2,72 |
13,76 3,0 |
16,35 0,012 7,23 2,7 0,1 |
0,31 |
||||||||||||||||||||
0,71 |
1,52 0,31 |
0,31 |
0,9 2,25 |
0,2 4,82 0,4 |
13,76 |
|
17,38 |
1,48 |
7,13 |
0 |
|||||||||||||||
13,02 |
13,92 0,25 |
18,85 3,1 |
1,32 |
1,13 0,57 |
1,43 25,59 8,74 |
0,94 |
0,71 |
||||||||||||||||||
0.9 |
4,79 |
|
1,02 |
1,7 |
|
1,4 |
0,2]. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
При |
|
этом |
£ |
Cj • |
qj |
|
376,28; |
j =£8, 50, 65, |
60, |
11, |
97, 14, |
||||||||||||||
16. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти |
|
составил |
|||||
Таким образом, прирост общей добычи |
|
||||||||||||||||||||||||
17,75 |
единиц. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Далее по формуле (3.22) определялись новые значения де |
|||||||||||||||||||||||||
прессий |
Р іо |
, |
упорядоченная |
последовательность |
отношений |
||||||||||||||||||||
С| / Pj0 |
|
и дебиты чистой нефти; уточнялись слои разбиения |
|||||||||||||||||||||||
и решалась задача второй итерации и т. д. Порядок выведе ния скважин из оптимального базиса (пс итерациям) показан в таблице.
№ итераций |
|
1 |
|
|
|
2 |
|
|
3 |
4 |
|
|
№№ выключаемых |
8; |
50; |
65; 60; |
108; |
109; |
91 |
62; 30; |
41; |
6; |
|||
скважин |
11; |
97; |
14; |
31; |
26; |
2; |
15; |
|
19 |
28; |
13; |
|
|
16 |
|
|
73; |
|
7; |
12 |
|
|
|
34 |
|
|
|
|
|
• |
|
|
|
|
|
|
|
|
После выключения двадцати двух скважин |
(первых |
трех |
||||||||||
слоев) прирост общего дебита |
нефти |
составил |
20,36 единиц |
|||||||||
(+5,7% от исходного уровня), отбор жидкости сократился па
383 ■единицы (—23% от исходного уровня). Дополнительная проверка (посредством стандартных про
грамм ЗЛП) показала, что оптимальный базис МФК в точ ности отвечает эталонному решению; расхождения численных значений функционала-критерия были несущественными
(« 2%).
Сходимость упрощенной МФК—процедуры к решению за дачи выделения субоптимального базиса иллюстрирует гра
фик рис. 26. |
£ |
отвечает рассмотренному цифрово |
|
При этом кривая |
|||
му эксперименту; кривая |
б |
— случаю, когда слои разбие |
|
ний, определенные на нулевой |
итерации, в дальнейшем не |
||
уточнялись; кривая |
£ — остановке скважин в порядке воз |
||
растания значений коэффициента нефтесодержания < q , < ) (3.24).
Третий эксперимент показал, что в условиях небольших однопластовых залежей Урало-Волжской нефтяной провинции так же, как и на крупных Девонских месторождениях с внутриконтурным заводнением, выравнивающим депрессии Рі0t
соотношение (3.24) можно использовать как модель управле ния (первого приближения).
§ 7. МФК. Перспективы. Нерешенные вопросы.
Выводы
В том виде, как это было рассмотрено в §§ 1-^-6, МФК най дет применение в некоторых простейших случаях субоптими зации однопластовых и (реже) многоплановых"1 систем. Вы-*
* Нужно, конечно, оговорить и все др. упрощающие условия (см, § 6, гл. III).
писанные ранее формулы могут быть использованы в промыс ловой практике для оценки (сверху) результатов прижатия эксплуатационных и нагнетательных скважин. Эти же форму лы могут оказаться полезными в деятельности научно-иссле довательских и проектных институтов [а также в ВЦ отрасле вых АСУ (т. п.)] при проигрывании сложных временных про цессов в целях выбора оптимальных стратегий и прогнозиро вания параметров нефтедобычи.
В общем случае многопластовон системы, эксплуатируемой при совместном н совместно-раздельном способах и при от
сутствии возможностей |
регулирования забойных давлений ре |
агирующих скважин, |
МФК требует существенной доводки. |
Экспликация необходима (и возможна) в направлении учета слоистости подземных течений и обобщений для скважин с ре гуляторами «на упоре».
Пути учета слоистости подземных течений. В случае двух слойной залежи имеем, например, следующий аналог систе мы (3.11):
V |
1- |
ап х ' |
^І,І |
■V |
Qй + |
|
• П, -b |
|
Здесь:
|
Г- |
с~ |
|
1 O' |
|
|
! |
|
Qr* = P r |
|
■^ lo |
11 |
(3.25).
%— величины, обратные коэффициентам продуктивно
сти раздельных |
(«фиктивных») скважин; |
|
дрр |
— обращенные аналоги коэффициентов про |
|
дуктивности квазнскважин |
(первого и второго слоя); |
|
я р = ар. ; |
я " = а~. |
— коэффициенты взаимодействии |
сопряженных пар скважина-квазпскважпна;
аг~ — коэффициенты взаимодействия квазнскважин (сэ- 4*2
пряженных слоев);
Q~, Q r — дебиты первой и второй квазнскважин;
Р( , Рр, Р,~ — депрессии скважин и квазнскважин.
При этом
і, і= 1. |
п: |
Q~ |
= |
V qj: |
|
|
~iІ uJ J L |
|
* Если перемычки, разделяющие фильтрационные слон, в достаточной мере проницаемы.
