Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Салимжанов Э.С. Алгоритмы идентификации и оптимизации режима скважин

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

23.10.2023

Размер:

4.62 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 1210 11 12 > Следующая >>>

Д а в л е н и я Д е б И т ы 1кеда влипщ Коэф. нефтесодер. S * *

			P i		Р~			Si				а'-'~				CJ			1 1а	I	на IV
№ N ‘	№ №		P i		Р~			Si					і і	а ~		CJ		с -	1 1а	I	на IV
№ N ‘	№ №
	скважин	Pri								Q f
п . п			БАШ	рас	(14,	q J	па	I	на IV		д іі			І 1	на	на	IV	і	71	г.	71 г.
п . п			БАШ	рас	(14,	q J	па	I	на IV						на	на	IV		71	г.	71 г.
			11И Л к	четы.	32)		71	г.	71 г'(1683)			точи.	npill		І-7І	71	г.
1	2	3	4	5	6	7	8		9	10	11	12	13	14	15	16		17	18		19
41	1 dt d-П	29,9	12,3	17,9	14,28	17,2	0,682		2,58	1665,9	0,92	8,57	8,51	1,25	0,04	0,15		0,22	-0 ,1 6		—2,05
42	д ч л .п	28,3	20,4	7,9	14,42	27,0	8,1		9,72	1656,1	0,19	8,58	8,71	7,71	0,3	0,36		0,21	—3,00		—4,62
43	я ^ _ п	29,5	15,2	14,9	14,32	1,9	1,862		1,52	1681,2	5,01	8,52	8,52	3,2	0,98	0,17		0,21	— 1,71		—1,37
44	ЛЯП	28,7	18,8	10,9	14,45	63,3	9,495		10,76	1619,8	0,11	8,83	8,92	2,43	0,15	0,17		0,22	-5 ,6 7		—6,93
45	Ä7fi	28,0	18,8	11,4	14,41	49;9	6,487		6,99	1633,2	0,15	8,75	8,82	2,39	0,13	0,14		0,22	—3,49		—3,99
46	28g -Q	28,9	12,3	17,5	14,19	64,0	4,48		7,68	1619,1	0,24	8,71	8,77	1,32	0,07	0,12		0,22	-2 ,3 4		—5,54
47	1066-0	29,7	12,3	17,6	14,31	6.4	1,536		2,30	1676,7	2,57	8,5	8,53	0,69	0,24	0,36		0,21	-1 ,4 3		- 2 ,2 1
48	1349-0	30,3	15,2	14,8	14,32	4,7	4,606		2,12	1678,4	3,09	8,53	8,53	0,17	0,98	0,45		0,21	-4 ,5 9		—2,1
49	]0 6 5 -0	29,2	12,3	17,2	14,30	12,7	4,572		3,36	1670,4	1,3	8,56	8,56	0,42	0,36	0,26		0,21	-4,44		—3,17
50	1nn.n	31,0	15,9	15,2	14,31	11,4	0		выкл.	1671,7	1,27	8,56	8,56	0,43	0	ВЫ КЛ .		0,22	0,13		0,13
51	**71	30,5	16,7	13,8	14,32	3,0	2,850		2,46	1680,1	4,42	8,52	8,52	0,32	0,95	0,82		0,21	—2,82		—2,643
52	372	30	14	16.2	14,32	0,3	0,291		0,29	1682,8	40,37	8,51	8,51	2,43	0,97	0,96		0,21	—0,27		—0,27
53	428	29,5	12,7	17,0	14,29	17,7	7,08		5,13	1665,4	0,74	8,56	8,58	2,34	0,4	0,29		0,21	—6,07		-5 ,1 2
54	374	30	15,2	14,8	14,32	4,0	0,6		0,68	1679,1	3,07	8,53	8,53	1,5	0,15	0,17		0,21	-0 ,4 5		—0,53
55	1065-n	29,9	12,3	17,6	14,31	4,3	1,548		1,12	1678,8	2,93	8,51	8,52	2,98	0,36	0,26		0,21	— 1,23		—0,8
56	662	29,6	15,2	14,4	14,32	0,6	0,334		ВЫКЛ.	1682,5	15,28	8,51	8,51	3,11	0,54	В Ы КЛ .		0,21	—0,27		ВЫКЛ.
57	268	29,5	15,4	14,4	14,32	4,2	1,05		2.02	1678,9	2,14	8,52	8,53	3,22	0,25	0,48		0,21	—0,72		—1,69
58	67K	29,3	11,8	17,6	14,25	48,5	3.88		3,88	1634,6	0,32	8,68	8,72	1,27	0,08	0,08		0,21	—2,32		—2,32
59	122	29	13,3	16,1	14,29	27,6	1,932		1,93	1655,5	0,53	8,62	8,63	0,84	0,07	0,07		0,21	—1,32		—1,32
60	111	29,6	17,8	11,8	14,32	4	0,04		0	1679,1	1,45	8,53	8,52	3,57	0,01	0		0,21		0,31	0,35
61	9 8 8 -p	28,9	123	16,6	14,32	1,2	0,6		0,14	1681,9	5,54	8,51	8,51	5,98	0,05	0,12		0,21	-0 ,4 2		0,04
62	1066-B	29,7	12,3	17,4	14,32	1,2	0,312		0,43	1681,9	3,14	8,51	8,5	8,11	0,26	0,36		0,21	-0 ,0 7		—0,19
63	1.4 4 9 -в	30,3	15,2	15,1	14,32	4,7	4,606		2,11	1678,4	1,36	8,52	8,53	5,3	0,98	0,45		0,21	- 4		—1,5
64	722	31,4	15,2	16,2	14,32	0,5	0,27		0,5	1682,6	19,54	8,51	8,51	3,82	0,54	0,51		0,21	-0 ,2 2		—0,45
65	105-n	31	15,9	15,1	14,32	1,9	0,		ВЫКЛ.	1681,2	4,53	8,51	8,52	6,02	0	выкл.		0,21		0,28	0,28
66	413	30,6	10,5	20,1	14,33	2,0	1,26		1,18	1681,1	6,79	8,52	8,52	2,69	0,63	0,59		0,21	—1,13		—1,05
67	4 4 5 - R	29,5	15,2	14,3	14,32	0,6	0,36		0,48	1682,5	16,21	8,51	8,51	2,72	0,6	0,8		0,21	—0,32		—0,44
68	4 4 4 - R	30,2	17,5	12,7	14,32	3,3	1,65		1,25	1679,8	3,25	8,53	8,53	1,17	0,5	0,38		0,21	— 1,56		-1 ,1 6
69	380	30,3	18,3	12,0	14,32	2,6	2,522		2,52	1680,5	4,35	8,52	8,52	0,41	0,97	0,97		0,21	—2,49		—2,49
70	RfiR-n	29,8	16,2	14.8	14,31	13,4	6,7		10,05	1669,7	0,8	8,55	8,57	2,45	0,5	0,75		0,21	-5 ,8 9		—9,24
71	832-B	28,8	20 3	8,5	14,33	3,0	2,97		2,96	1680,1	1,51	8,53	8,53	2,39	0,99	0,98		0,21	—2,79		—2,78
72	Я44-П	28,3	20,4	7,9	14,38	16,0	8,0		5,76	1667,1	0,39	8,62	8,63	1,0	0,5	0,36		0,21	—7,61		-5 ,3 7
73	103	29,3	15,2	14,1	14,32	0	0		0	1683,1	СО	8,51	8,51	8,32	0,23	0		0,21		0	0
74	14 1 4 -n	29,8	12,3	18,0	14,3	7,2	1,008		1,01	1675,9	2,11	8,52	8,53	1,67	0,14	0,15		0,21	-0,71		—0,71
75	1548	30.2	12.3	18,2	14,31	2,7	1,08		0,81	1680,4	5,6	8,52	8,52	1,85	0,4	0,3		0,21	—0,96		—0,69
76	1097-n	30,1	15,2	15,5	14,32	0,1	0,096		0,07	1683,0	123,1 1	8,51	8,51	1,90	0.96	0,07		0,21	-0 ,1 0		—0,07
77	867-B	30,1	15,2	16,0	14,32	0,3	0,294		0,29	1682,8	32,58	8,51	8,51	3,70	0,98	0,97		0,21	—0,291		—0,291
78	423	30,4	15,2	16,9	14,32	0,7	0,693		0,69	1682,4	12,68	8,51	8.51	4,77	0,99	0,99		0,21	—0,61		—0,61
79	415	30,7	20,8	9,9	14,32	1,4	0,280		0,21	1681,7	3,22	8,52	8,52	3,21	0,2	0,15		0,21	—0,17		— 0 ,10
80	416	30,9	19,0	12,0	14,32	0.3	0,27		0,26	1682,8	19,79	8,51	8,51	3,6	0,9	0,86		0,21	—0,24		—0,23
81	222,2	30,6	18	14,1	14,32	0,3	0,291		0,3	1682,2	18,62	8,51	8,51	5,06	0,97	0,99		0,21	—0,25		—0,26
82	866	30,3	9,7	20,7	14,31	0,9	0,873		0,88	1688,2	14,98	8,51	8,51	4,29	0,97	0,98		0,21	-0 ,7 9		—0,79
83	1098-B	30,5	17,4	13,3	14,32	2,2	2,112		0,18	1680,9	3,85	8,52	8,52	2,87	0,96	0,08		0,21	-1 ,9 5		—0,02

П р н м е ч а и и е

			Д	а в л	е н и	Я		Д	е б и		т	ы	Числа о.ішпші!
	Я й Л 'ь			Р і					8 і			Q r		а-	1
				Р і		Pf			8 і			Q r			1
п . п. ск в аж и н			Р гі			Pf						1	ß ll
п . п. ск в аж и н			Р гі		р а с -	(14,		на	1	на	IV
				Б А Ш		(14,						(1 6 8 3 )
						32)								точи.	праб,
					ч етн .	32)
				Н И Ш '	ч етн .			71	г.	71	г.
~ Т	2		3	4	5	6	7	8		9		10	11	12	IT
84	1 5 4 -в		30	13,3	17,2	14,32	0,2	0,194		0,19		1682,9 77,6		8,51	8,51
85	1 445 -в		30,5	12,3	18,3	14,31	4,8	1,92		0,38		1687,3	3,61	8 ,5 3	8,53
86	1446		29,1	15,5	15,3	14,32	0,04	0.38S		0,39		1682,7	3 1 ,8 8	8,51	8,51
87	1549	-в	30,6	12,3	19,1	14,28	13,7	2 .74		1,51		1669,4	1,1	8,53	8,55
88	1 3 0 4 -в		3 0 ,7	14,5	16,5	14,3	17,3	3,46		1,38		1665,8	0,78	8,56	8,58
89	1647	-в	30,9	15,2	15,7	14,32	2 ,3	2,277		2 ,2 8		1680,8	4,52	8,52	8,52
90	1169	-в	30,8	15,2	15,6	14,31	4 ,5	4 ,3 2		4,46		1678,6	1,94	8,51	8,5’
90	21 0	-в	30,8	15,2	15,6	14,31	4 ,5	4 ,3 2		4,46		1678,6	1,94	8,51	8,5’
91	21 0	-в	3 0 ,6	15,2	15,4	14,32	4 ,7	0,799		0,56		1678,4	0,35	8,51	8,53
92	1168	-в	31,2	18,2	13,0	14,33	13,4	4,02		1,34		1669,7	0,43	8,55	8,58
93	1167	-в	31	19,6	11,4	14,35	15,4	3,85		1,08		1667,7	0 ,3 6	S.57	8,6
94	45 7	-в	3 0 ,5	18,1	12,4	14,32	2,1	1,806		0,29		1681,0	0,39	8,51	8,52
95	20 6	-в	30,7	18,5	17,7	14,3	8,5	6,8		1,62		1674,6	0,35	8,5	8,54
95	616		30,7	18,5	17,7	14,3	8,5	6,8		1,62		1674,6	0,35	8,5	8,54
96	616		30,3	8,8	11,5	14,32	2,0	1,96		1,95		1681,1	1,86	8,51	8,52
97	1216 -в		3 0 ,3	12,3	18,0	14,31	3,1	0 ,248		0,25		1680,0	2,25	8,51	8,52
98	1276		31,6	15,2	16,9	14,32	1,3	0,741		1,16		1671,8	7,43	8,51	8,51
99	61 7		32	15,2	16,8	14,32	1,1	1,067		1,05		1682,0	11,45	8,51	8,51
100	1556 -в		3 0 ,3	15,2	15,3	14,32	0,5	0,48		0,18		1682,6	17,09	8,51	8,51
101	858	-в	29,7	18,3	11,6	14,32	1,2	1,176		1,08		1687,9	4,04	8,51	8,51
102	1166	-в	30,1	17,4	13,5	14,33	2 0 ,5	1,68		2,05		1662,6	0,19	8 ,5 5	8,62
103	618		30,1	15,2	15,8	14,31	4 ,2	2 ,7 3		0,29		1678,9	0,35	8,5	8,52
104	163		30,1	10,3	18,2	14,33	1*0	0,75		0,49		1682,1	4,35	8,52	8,52
105	614		30	17.2	14,3	14,32	1,0	0,95		0,92		1682,1	3,51	8,51	8,51
106	458	-в	30	17,2	15,2	14,32	1,0	1,0		0 ,4		1682,1	2 .24	8,51	8,51
107	1 165-в		30,3	12,3	17,3	14,31	4 ,8	4,56		0,1		1672,3	1,24	8,51	8,53
108	7 7 6 -в		28,1	16,1	14,3	14,33	1,0	0 ,0 6		0,09		1682,1	8,31	8,52	8,52
109	8 5 2 -в		2 9 ,7	12,3	13,8	14,32	1,7	0 ,085		0,1		1681,4	7,61	8 ,5 2	8,52
ПО	851 -в		30,6	15,2	14,7	14,32	1,4	1,288		0,46		1681,7	9,58	8,52	8,52
111	8 4 9 -в		31,7	12,3	19,4	14,32	0,2	0,18				1682,9 9 1,76		8,51	8,51

	Коэф. исфтесодер.					s**
			Сі		і	па I	на IV
	на	I	па	IV	і	71 г.	71 г.
	71	г.	71	г.
14	15		16		17	18	19
1,01	0,94		0.98		0,21	—0,19	—0,19
0,6	0,4		0,08		0,21	—1,85	—0,31
1,52	0,97		0,96		0,21	—0,38	—0,38
2,41	0,02		0,11		0,21	—1,93	—0,7
	0,2		0,08		0,21	—2,7	-0 ,62
3,15	0,99		0,99		0.21	—2,1	—2,1
4,09	0,96		0,99		0,21	' —3,87	—4,01
8,19	0,17		0,12		0,21	0,15	0,39
4,34	0,3		0,1		0,21	—2,59	-1-0,09
3.51	0,25		0,07		0,21	—2,52	0,25
6,89	0,86		0,14		0,21	—1,45	0,07
8,79	0,8		0,19		0,21	-4,96	0,22
4,64	0,98		0,96		0,21	—1,73	—1,72
6.57	0,08		0,08		0,21	-•0,25	0,25
4,28	0,57		0,89		0,21	—1,89	—0,91
2,5	0,97		0,89		0,21	—1,	-0 ,9 8
4.01	0,96		0,95		0,21	—0,43	—0,13
4.01	0,98		0,35		0,21	— 1,12	—1,03
5,78	0,96		0,9		0,21	—16,91	+0,72
8.52	0,65		0,1		0,2	—1,89	0,59
8,23	0,75		0,7		0,21	—0,65	—0,29
6,39	0,95		0,49		0,21	—0,79	—0,79
7,71	1		0,92		0,21	—0,81	—0,21
6,76	0,95		0,4		0,21	—4,48	—0,02
3.57	0,06		0,02		0,21	—0,03	—0
0,51	0,05		0,09		0,21	—0,07	-0 ,0 8
0,77	0,92		0,06		0,21	—1,26	—0,43
0,62	0,9		0,33		0,21	—0,15

П р и м е ч а н и е

опытно-промышленного управления режимами Туймазинского месторождения в целом [на фонде скважин в несколько сот (до тысячи) единиц]. Основная трудность, над которой в настоящее время работают авторы, заключается в иденти фикации притоков и нефтенасыщеииости в скважинах совме стного способа эксплуатации. Преодоление указанной труд ности, а также завершение работ по доводке М Ф К, о которых мы скажем ниже, будут означать новый этап массовых натур ных экспериментов.

В связи с отмеченными трудностями разделения прито ков в скважинах совместной эксплуатации, рассмотренная выше цифровая модель и график рис. 24 носят условный ха рактер, удерживая лишь качество и отношение частичного по

рядка. Существует несколько альтернатив (рис. 24),	которые
исследовались посредством М Ф К с последующей	оценкой


точности	на основе матрицы влияний, полученной Р. 3. Сай-
футдиновой и А. И. Белозеровой		на электроинтеграторе в
Баш. НИПИ. Пологий характер		(«площадка») наиболее ин
тересной	части кривой G (Q) указывает на хорошие перспек-

тпвы оптимизации режимов выработки пласта в условиях прогрессирующего обводнения, характерных для месторожде нии Туймазииской группы. Данную «площадку» следует рас сматривать как зону экономического поиска. Возможно, что

режим	наибольшей		рентабельности	не совпадает	с точкой
максимальной		.производительности		НГДУ*.	(см. ко
В заключение отметим, что «обобщенный отклик»					(см. ко
лонки	18 и 19	цифровой модели) подсчитывался по формуле
	ДОГ, -
		Д*п	. (Р. - « „ ■ Ч ,)		(.3.16),
		Д*п	. (Р. - « „ ■ Ч ,)

являющейся следствием МФК. Здесь A*q,, AG-r — изме

нения дебита і-ои (возмущающей) скважины и і-ой (реагиру ющей) квазискважины, остальные обозначения — прежние.

Приведем реализацию одной из альтернатив (см. точку «В» рис. 24) :

№№	% воды	Дебнты	' NfeMs	% воды	Дебиты
приживаемых		Дебнты	' NfeMs		Дебиты
приживаемых		м3/сут.	скважины		м3/сут.
скважин		м3/сут.	скважины		м3/сут.
скважин
774	94	88,3	1096	93	116,8
1165	94	384,0	209	91	308,5
1216	92	189,5	223	94	65,9
457	89	344,5	1414	93	126,4
206	86	387,0	105	100	69,0
382	97	10,1	111	99	207,0
1167	90	417,5.	общ.		■1074,7
318	92	360,2

* В данном контексте НГДУ рассматривается как открытая система. Оптимальный отбор жидкости может превышать таковой, если он опреде лиется по критерию максимальной рентабельности НГДУ (как закрытой системы), что обусловлено интересами народного хозяйства в целом. Од-, иако (в любом случае) он не должен смещаться правей точки максималь ной производительности.

§ 6. МФКДальнейшие упрощения. Техника субоптимизации. Цифровые эксперименты

В§ 2-^5 гл. Ill была введена новая модель взаимодействий

ипредложен алгоритм субоптимизации режима обводненных скважин. Здесь рассмотрим вычислительный процесс приме

нительно к конкретной информационной модели*.

Сделаем дополнительные упрощения. Если количество скважин достаточно велико, то дебит квазискважнны можно

(приближенно)

принять не зависящим

от сопряженной воз-

мущающей скважииы:

Qr-

Q r=

s Qi — s qj

—Qi

:COllst

(3.17);.

аналогично

J*i

J = l

Pj '

(3.18).

p r

= p r

const

На основании

(3.3),

(3 4)

(3.5)

из § 2 имеем:

_____i

a .y

=const

(3.19);

1 i

Q ~

Q -

a i i

поскольку Q~ >

q, и a ~ — достаточно малая величина,

(3.20),

используя

параметры

Q-

Р—, а ~~

как

псевдоконстанты,

’

i i

упростим

S-оператор

из

гл.

III.

а ^

c i

к* — V

cІ

с.1 1f Г - > 1

—

— < K* ■ Q ~ = K

a ~ ^

l--

i i

(3.21)

где k*,

k —

псевдоконстанты.

Отношение ——

представим графически в

виде

семей-

ріо

кривых

рис.

25.

ства гиперболических

* Используются те же III скважин пласта Ді Тунмазішского место рождения; введено дополнительное условие; скважины, проведенные на две пачки, эксплуатируются совместно-раздельным способом.

Рис. 25

На основе (3.21) предлагается аналог алгоритма субопти мизации из § 4, гл. III. Упрощенный вариант отличается лишь в пи. 2, 3, которые теперь будут иметь вид:

2. Измерить промысловые параметры q , Ріо ■

3. Используя график рис. 25, определить (приближенно)

сі

величины р— іо

Иллюстрируем упрощенный алгоритм численным приме ром. Информационную модель ОЗЛИ заимствуем из работы [37]. Отметим, что в качестве эталона будет использована матричная модель влияний размерности 111X111 одной из площадей Туймазппского нефтяного месторождения с общем добычей нефти в 358,53 модельных единиц.


									Информационная модель
	А= Га j ;				1 =			[4,17 4,68 4,51 0,27 0,47 0,66 0,62 0,2 2,11																											1,0 t
0,08		0,34 0,11				0,08				1,28 0,08 0,14									0,26 0,19						1,66 0,32 0,15 3,9									2,15
1.0 0,48 0,44 0,5 0,08											0,12			0,29 0,9S							0,48 0,4 3,47							12,07			1.03				1,97
4.01 5,24 0,92 0, ! 9 5,01, 0.11																0,15 0,24 2,57 3,09 1,3 1,27 4,42 40,37
0,74		3,07	2,93			15,28 2,14							0,32				0,53			1,45 5,45 3,13								1,32		19,54,				4,53
7,79		16,21		1,42			1,88 0,8					1,51			0,39				1000 2,11.5,6								123,11 32,58,						12,68
3.22		19,79		18,62				14,98 3,85 77,6 3,61													31,88			1,1		0.78			4,53 0,55					0,35
0.43		0,36 0,39				0.35				1,86 2,25							7,47			11,45			17,09 4,04						0,19 0,35					4,35
1.0		2,24		1,24			8,31				7,61			9,58				91,76].
	Q°= ГЧі °] — [4,5 2,8 3,5 52,5																			22,0		17,1			10,1				69.3		4,3				10,7
67.9		33,5		64,3			66,1			10,1			65,2 65,6							43.3		69,5			4,4		33,2 58,6				2,8				4,5
10.1		22,7 31,6 27,9							64,3 59,7 33.,5										18,2 21.2						12,7 3,7				0,8 9,S			4,7			0,9
3.0	17,2 27,0				1,9 63,3						49,9			64,0				6,4		4,7		12,7			11,4 3,0 0,3						17,7				4,0
4.3 0,6 4,2 48,5 27,6 4,0													1,2		1,2 4,7 0,5							1,9		2,0 0,6				3,3		2.6		13,4			3,0
16.0		0,012		7,2			2,7 0,1				0,3			0,7			1,4		0,3		0,3		0,9 2,2				0,2 4,8				0,4				13,7
17.3		2,3 4,5 4,7					13,4			15 4 2,1 8,5 2,0 3,1												1,3			1,1 0,5				1.2 20,5			4,2			1,0
1.0		4,8	1,0		1,7			1,4			0,2].

C = Гсі] = [0,1 0,03 0,05 1,00!0,106.160,060,0600,250,150,04 0.08 0,09 0,06 0,03 0,06 0,48 0,15 0.08 0.2 0,19 0,1 0.99 0,93 0,17 0,07 0,1 0,1 0,13 0,09 0,04 0,1 0,15 0,06 0.1 0,98 0,98 0,50 0,99 0,65 0,04 0,3 0,98 0,15 0,13 0,07 0,24 0,98 0,36 0 025 0,97 0,4 0,15 0,36, 0,54 0,25 0,08 0,07 0,01 0,05 0,26 0,98 0,54 0 0,63 0,6 0,5 0,97 0,5 0,99 0,5 0,23 0,14 0,4 0,96 0,98 0,99 0,2 0,9 0,97 0,97 0,96 0,04 0,4 0,97 0,02 0,2 0,99 0,96 0,17 0,3 0,25 0,86 0.8 0,98 0,08 0,57 0,97 0,96 0,98 0,96 0,65 0,75 0,95 1,0 0,95 0,06 0,05 0,92 0,9].


Используя (4),					определим			P °= [Pj0°] =			[0,7 2,3	1,6	2,2
1,65	3,1	5,15 3,15		6,0	4,8	7,26	7.1	5,3	6,9 2,9	6,17	5,7 7,0 5,0		4,8
2,6 4,2 4,8 5,9 5,3 5,5 2,3 4,35 5,25								5,02 3,26 0,3 5,2 2,8 2,1				5,25 3,5
3,45	4,88	1,9	1,7 2,78 4,8 2,95				1,73	1,2 0,9 0,6 0,4 0,6 0,5 3,9 3,7					2,5

5.01 5,25 5,4'2,0 1,1 6,0 10,05 13,9 8.9 12,05 6,5 4,5 4,55 8,014 7,11

2.93,84 1,65 2,1 2,3 2,7 2,59 5,15 6,33 5,4 5,98 7, 07,1 4,6 1,5 0,85 1,15 3,2 2,7 5,25 13,13, 17,05 7,25 5,85 11,58 9,22 17,8 25,0 6,7 4,2

6,51 6,56 9,7 14,33 16,35 11,8 10,56 12,05 3,69 4,4 2,0 1,0].

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
Л!Ь с:сіпж ин			C l/ Р і о	Чистая		нефть gf	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
№ скважин			Ci / Ріо	Чистая нефть рс		тервала	g
73			0,014	0,120		11.427
ІЯ;	108		0,016	5,56;	0,06	11.427
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	7,482
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

№№ выключаемых

50;

65; 60;

108;

109;

62; 30;

41;

скважин

11;

97;

14;

31;

26;

15;

28;

13;

73;

•

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).

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 1210 11 12 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ