книги из ГПНТБ / Салимжанов Э.С. Алгоритмы идентификации и оптимизации режима скважин
.pdfлившихся ранее относительно самостоятельными) теперь ока зываются увязанными в единой алгоритмически унифициро ванной процедуре, которая выгодно отличается лаконичностью, более высокой точностью и устойчивостью к случайным ошибкам.
|
|
|
§ 2. Новая модель взаимодействий |
|
||||||||
11. |
Будем отправляться от линейной модели |
взаимодействий |
||||||||||
М. |
Белаша: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
£j |
a,j |
• qj = |
Pt ; |
i, j = |
l, . . |
. , n |
|
(3.1) |
||
где .j |
— |
элементы матрицы влияний, |
qj , |
P, |
— дебиты |
|||||||
и |
депрессии |
скважин. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Введем гомоморфизм п—мерной системы «пласт-скважи |
|||||||||||
ны» на совокупность двумерных подсистем. |
|
|
||||||||||
|
Выделим |
из |
(3.7) |
любую |
і*—строку |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
' |
[Qj |
Г = P i* |
Г |
|
|
(3.2)' |
|
п |
рассмотрим |
ядерную |
эквивалентность: |
|
|
|
||||||
|
|
{ 4 j}-*-( Чі* >Qj*) ; |
|
Qi~= |
Sj7M Qi |
(3.3), |
||||||
равенство (3.2) |
теперь |
перепишем |
в |
виде |
|
|
||||||
|
|
|
|
а и ■ Чі "г йп |
’ Qi |
= |
Pi |
; |
|
(3.4), |
||
где «и — параметр, определяемый «сильными взаимодейст
виями» — численно равен величине, обратной коэффициенту продуктивности і-ой скважины.
Используя (3.4 ) и.принцип интерференционной симметрии, определим совокупность:
У а» • Чі + л,Г • Qr = Р і |
\ |
< |
|
\ а ~ ■q + а - • Q ~= pr |
|
|
(3.5). |
Можно показать, что при некоторых, не слишком сложных условиях отображение (3.1)-*- (3.5) — точное*. Здесь мы опустим доказательство, имеющее значение теоремы существо вания, перейдем непосредственно к рассмотрению техники ис числения взаимодействий.
* T. e. введенный гомоморфизм суть автоморфизм.
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
§ 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. |
|
|
|
|
|
|
|||