автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.16, диссертация на тему:Разработка комплекса математических моделей оптимизации добычи нефти при термошахтной разработке

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

АЛИЕВ АДИЛЬ ГАСАН оглн

УДК 51.001.57:622.691.4+622.691.4.01

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ ТЕРМОШАХТНОЯ РАЗРАБОТКЕ (НА ПРИМЕРЕ ЯРЕГСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ> •

Специальность 05.13.16. - "Применение вычислительной

техники, математического моделирования и математических методов в научних исследованиях (по техническим наукам)"

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени . кандидата технических наук

Москва - 1992

Работа выполнена в Печорском Государственном научно-исследовательском и проектном институте (ПечорНИПИнефть).

Научний, руководитель. - доктор- техшгчефкнх.надо«

профессор Овчаров Л.А.«

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор Же л тов К)-П.,

- кандидат технических каук, доцент Сидоров В.В.

Ведущее предприятие - Нефтешахтное управление

"Яреганефть"

IL

Защита

состоится

" / " от (Га

pmcfjßS 1992 Кециейяи^ированного

часов на заседании специализированного совета К 053.27.10 в Государственной академии нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 117296, г. Москва. Ленинский пр-т, 65. Аудитория

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Го-су дарстственной академии нефти и газа им И.М.Губкина и в библиотеке Печорского государственного научно-исследовательского и проектного института (ПечорНИПИнефть).

Автореферат разослан

1992 г.

Ученый секретарь специализированного совета доцент

А В.Д.Сапунцов

■¡•ч-ч.; I I •

ОБШАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ '

Актуальность. За последние годы в нашей стране |

--I

проводится значительная работа по совершенствованию тех- | кологии добычи нефти и повышению коэффициента нефтеотда- | чи пласта. Несмотря на большие геологические запасы нефти. проблема повышения коэффициента нефтеотдачи пластов приобретает все более острый характер.

В больших масштабах используются методы поддержания пластового давления и другие способы воздействия на пласты, направленные на интенсификацию добычи нефти. Тем не менее половина разведанных запасов, а по многим месторождениям и значительно большая часть, все еие остается в недрах. С вводом же в разработку новых месторождений неизвлекаемые запасы нефти из года в год возрастают. Тахин образом, увеличение отбора нефти из пластов явля- | ется зажной задачей, которая долина решаться путем со- ! вераенствования существующих методов разработки и приме- ; нения новых методов, основанных на возможности резкого изменения природных свойств нефтяного пласта и режима его работы.

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи широкое применение получили термические способы воздействия на пласт, на долю которых приходится около половины дополнительно добитой нефти новыми методами. К числу таких способов увеличения нефтеотдачи относится способ паро-теплового воздействия на пласт со всеми его разновидностями.

Применение этого способа является эффективным на месторождениях с залежами тяжелой и высокоаязкой нефти с .лдаслтцшмн лааделламн. что .позволяет -включить

их в активную разработку. |

К настоящему времени в нашей стране открыто и раз- [ ведано большое число месторождений подвижных битумов и [ тяжелых высоховязких нефтей. примыкающих к районам пре- [ обладающего потребления нефти и топлива. Тем не менее I разработка таких месторождений традиционными методами ^ с поверхности, включая способы теплового воздействия, 1

/

в настоящее время практически затруднена или является нерентабельной. Одним из способов, с помощью которого возможна разработка таких залежей» является шахтный способ добычи нефти с применением паротеплового воздействия на пласт-гтермовгетстнай'^особ разработки). Сущность его заключается в том, что добыча нефти и закачка теплоносителя осуществляются с помощью подземных скважин, пробуренных из горних выработок в нефтяной пласт.

Известно, что на Ярегском месторождении тяжелой нефти применение термошахтного способа разработки позволило увеличить коэффициент нефтеотдачи до 30-40 %, против 3,5% при разработке на естественном режиме и 1,5% скважинами с поверхности.

Одним из главных параметров, влияющих на нефтеотдачу пласта при термошахтной разработке нефтяных месторождений, является его температура и оптимальное ее распределения по обьему пласта в зависимости от параметров закачиваемого теплоносителя.

В настоящее время для трещиновато-пористых пластов еще не разработаны трехмерные и трехфазные модели движения флюидов в пласте для термошахтных систен разработки нефтяных месторождений.

Разработанные модели распределения тепла в пласте в работах* отечественных и зарубежных ученых применимы при расчете одномерных или двумерных моделей течения Флюидов в пласте с учетом обычного (вертикального) расположения скважин. В условиях термошахтной разработки добывающие и паронагнетательные скважины имеют горизонтальное, поло-говосходящее или нисходяшее.расположение в пласте и практически целиком находятся в нем. Кроме того, скважины цри термошахтной .разработке имеют сверхплотное расположение, и ранее предложенные математические модели не могут быть использованы при расчетах для систем термо-юахтной разработки.

Поэтому разработка комплекса математических моделей для оптимизации добычи нефти на.основании небольшего количества замеров температуры пласта и технологических параметров работы уклонных блоков, а также методика определения средней температуры пласта шахтного уклонного

блока и ее связи с коэффициентом нефтеотдачи имеют очень важное значение и являются актуальными.

Цель работы. Целью диссертационной работи является

раэтгаботка яотпглтэкеа' кягэматпчвских моделей" для оптимизации добычи нефти в результате паротоплового воздействия на пласт при термошахтной разработке на примере Ярегского месторождений.

Основные задачи. Для достияения указанной цели

сформулированы следующие осноэныо задачи:

- разработать математическую модель для оптимального распределения теплоносителя по объему продуктивного пласта с целью получения максимального прироста коэффициента нефтоотдачи;

- разработать математические модели для расчета \ распределения температуры з пласте в зависимости от ста- | дин разработки пласта и расчлененности его на непроницаемые пропластки;

- разработать математическую модель для определения зависимости коэффициента нефтеотдачи от средней температуры пласта;

- разработать метод прогнозирования объемов закачки теплоносителя для достижения заданного коэффициента нефтеотдачи.

- разработать информационное обеспечение математических моделей для оптимизации добычи нефти.

- создать комплекс программ на ЭВМ для практической реализации разработанных математических моделей.

Научная новизна. |

- Разработана математическая модель для оптимального распределения теплоносителя по объему продуктивного пласта с цельк получения максимального прироста коэффициента нефтеотдачи.

- Разработаны математические модели для расчета распределения температуры в пласте в зависимости от ста-

дии разработки пласта и расчлененности его на непроницаемые пропластхи.

- Разработана математическая модель для определения зависимости коэффициента нефтеотдачи от средней температуры пласта.

- Разработан метод прогнозирования объемов закачки теплоносителя для достижения заданного коэффициента нефтеотдачи .

- Разработано информационное обеспечение математических Моделей для оптимизации добычи нефти.

- Создан комплекс программ на ЭВМ для практической реализации разработанных математических моделей.

Практическая ценность.

На основе предложенных математических моделей разработаны следующие программы на ПЭВМ РС-АТ:

- программа выборки и печати технологических показателей термошахтной разработки;

- программа расчета положения открытого ствола нагнетательных и добывающие скважин в пласте;

- программа по расчету распределения температуры в пласте;

- программа по расчету зависимости коэффициента нефтеотдачи от средней температуры пласта:

- программа по расчету оптимального распределения теплоносителя в пласте.

Реализация работы. Результаты диссертационной работы применяются технологическими и геологическими службами НШУ Яреганефть при оптимизации технологических показателей термошахтной разработка. Разработанные алгоритмы и программы успевно прошли опытную эксплуатацию в НШУ Яреганефть и приняты в промышленную эксплуатацию.

Апробация работы. Основные результаты диссертации

докладывались на Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов МНП (Небит-Даг, 1989),

научно-технической конференции молодых ученых и специалистов по проблемам повышения нефтеотдачи пластов (Уфа, 1989). XXI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов {Бугульма, 1990).

Публикации. По результатам выполненных в диссерта- .

иии теоретических и экспериментальных исследований опубликовано 5 печатных работ, получено 2 авторских свидетельства.

Структура и объем диссертации. Диссертационная ра-

бота изложена на 151 страницах мапинописного текста, иллюстрирована рисунками на 5 страницах и состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложение.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении определяется актуальность темы, форму-

лируются цель, задачи и метода исследования, научная новизна, дается аннотация основных разделов диссертации.

В первой главе содержится анализ разработки нефтяных

месторождений с применением паротеплового воздействия на пласт в нашей стране и за рубежом.

Рассматривается термошахтный способ разработки Ярегского месторождения, который принципиально отличается от разработки нефтяных месторождений с поверхности. Прогрев пласта и насыпающих его Флюидов осуществляется путем подачи теплоносителя в пласт из горных выработок посредством вертикальных и крутонаклонных скважин. За счет густой сотки скважин пласт более равномерно прогревается по всему объему.

Показано, что технология термошахтной добычи нефти реализуется на Ярегском месторождения в виде нескольких систем: двухгоризонтной. одногоризонтной, двухъярусной.

одногоризонтной и двухъярусной с окон1уриванивм нагнетательными выработками, панельной. Из них наибольшее распространения получила двухгоризонтная система.

Отмечается, что нефтеотдача трещиновато-пористого пласта при закачке в него насыщенного пара определяется

сттхетюк&язкоепг к-" термическим расширением нефти, вытеснением ее паровой Фазы, гравитационным дренированием и улучшением характеристики •капиллярного вытеснения. Указывается, что наиболее. эффективным из расмотренных процессов неФтеизвле-чения является гидродинамическое вытеснение. Поэтому одним из основных резервов повышения нефтеотдачи и интенсификации разработки трещиновато-пористого пласта является создание условий для гидродинамического вытеснения.

Анализ результатов исследований показал высокую эффективность применения паротеплового воздействия на пласт. Нефтеотдача залежей нефти высокой вязкости при закачке в пласт теплоносителя (пара) может быть доведена до 30-50%.

В главе рассматриваются Физические основы, область применения, критерии выбора объектов, перспективы освоения и применения шахтной и термошахтной разработки нефтяных и битумных залежей.

Также приводятся характеристики Ярегского месторождения и системы термошахтной разработки.

Показано, что отличительной особенностью Ярегской нефти является ее вязкость 11-15 Па*с при пластовой температуре 6-9*0. Нефть сернистая (0.98 - 1,9% 2), тяжелая (938-959 кг/куб.м), содержит до 22% силикогельных смол, до 3% асФальтенов. 0,5% парафина.

В главе также приводятся анализ системы термогидродинамических уравнений для расчета движения Флюидов в трешиновато-пористых пластах.

Показано, что аналитическое решение данных систем в настоящее время еще не разработано, а решение численными методами с помощью ЭВМ, учитывая пространственное расположение добывающих и нагнетательных скважин в пласте и их плотность, сопряжено с большими трудностями в связи со значительным объемом вычислений. Из вышесказанного. и при наличии богатого статистического материала

лелается вывод о неооходимости создания на основе этих статистических данных математических моделей для расчета распределения температуры в пласте при термошахтной разработке.

во второй главе приведена статистическая математи-

ческая модель для расчета распределения температуры в пласте при термошахтной разработке.

При разработке месторождений высоковязких нефтей с применением паротеплового воздействия определяющий показателем добычи нефти является температура пласта. С повышением температуры улучшаются Фильтрационные свойства нефти за счет снижения ее вязкости, более интенсивно проявляются Факторы капиллярного вытеснения, гравитационного дренирования и гидродинамического вытеснения нефти.

В связи со сложностью проведения расчетов распределения температуры в пласте с помощью решения систем дифференциальных уравнений в частных производных предлагаются статистические модели расчета распределения температуры в пласте, основанные на Фактических данных по технологическим параметрам работы шахтных уклонных блоков и расположению добывахиэих и нагнетательных скважин в пласте.

Уравнения регрессии, описывающие распределение температуры, должны учитывать основные Факторы, влияющие на температуру пласта. Такими параметрами являются: объем закачки теплоносителя, который характеризует количество тепла внесенного в пласт: добыча жидкости из пласта, которая характеризует отбор тепла из пласта; расположение добывающих и нагнетательных скзаиин в пласте; стадия разработки пласта..

Общую формулу, выражающую зависимость температуры отдельных зон пласта от вышеперечисленных параметров, можно записать в виде:

Т*Т(Мт, М* .Би.Бл; и (1)

где Мт - масса закачиваемого теплоносителя ;

Мж т масса дооываемой жидкости:

Бн . Эд - параметры (координаты), определяющие расположение нагнетательных и добывающих скважин в пласте:

I - стадия разработки пласта.

Необходимость включения стадии разработки при термических методах воздействия, на., одасх. аарелелдатса^сасг.... тоянием пласта на различных этапах его разработки.

Для описания процесса распределения температуры предлагается несколько уравнений регрессии. Это вызвано тем. что каждый уклонный блок имеет различное геологическое строение и теплоноситель распределяется по разному в зависимости от степени расчлененности, проницаемости и стадии разработки пласта.

В начальной стадии разработки при закачке теплоносителя прогреваются только зоны, близлежащие к нагнетательным скважинам. Фильтрационная связь с добывающими скважинами слабая.

На второй стадии разработки зона прогрева увеличивается. и устанавливается хорошая фильтрационная связь с близлежащими добывающими скважинами. Проявляется тенденция к распространению теплоносителя в верхние горизонты пласта за счет меньшего его удельного веса по сравнению с жидкостью.

На третьей стадии разработки наиболее хорошо разогреты верхние горизонты пласта, а также довольно обширные зоны, прилегающие к нагнетательным скважинам. На этой стадии возможны прорывы теплоносителя по хорошо раздренированным зонам пласта в добывающие скважины.

На четвертой стадии разработки пласт достаточно равномерно разогрет. На этой стадий уменьшают обгем закачки теплоносителя. Существует хорошая фильтрационная связь не только с близлежащими добывающими скважинами, но и с более удаленными.

Поэтому после проведения'рагсч,ет!ов*г:1&эгяг каждого уклона выбирается уравнение регрессии, наиболее точно отражающее распределение температуры в пласте, проверка которго производится с помощью контрольных замеров или по методике, приведенной в главе 3.

В дальнейшем выбранное уравнение регрессии будет' считаться моделью распределения температуры в пласте для

данного уклонного олока.

Для расчета поступления теплоносителя и отбора жидкости из участков продуктивного пласта весь объем пласта разбивается на равные объемы, которые назовем элементарными.

• э»лв«еит арне*- Е>б*5>е»©» ечксаетея- ©дй4Мг^

ковой по всему объему и для всех компонент, входящих в него (нефть, вода, пар, порода). Из этого допущения следует: чем меньше размер элементарного объема, тем более точно будет определяться температура по пласту.

Поступление теплоносителя в элементарный объем от всех нагнетательных скважин обратно пропорционально расстоянию до нагнетательных скважин. В элементарный объем поступает теплоноситель от всех нагнетательных скважин.

Количество жидкости и теплоносителя, ушедшее из элементарного объема по направлению к добывающим скважинам. обратно пропорционально расстоянию до них. К каждой добывающей скважине теплоноситель и жидкость поступают от всех элементарных объемов.

От выбора размера элементарного объема зависит точность расчета распределения температуры в пласте.

Расчет распределения температуры в пласте начинается с определения расстояний от центра элементарных объемов до скважин.

Количества вещества, поступившее в 1-й элементарный объем от д-й скважины за время А I. вычисляется следующей Формулой:

мщ»• От} • • дг. (1)

где Впз - сумма обратных расстояний от л-й скважины до всех центров элементарных объемов,

N»0

йпа * '

1*1

г

N»0 - количество элементарных объемов: . Йл« - расстояние от 1-го элементарного объема до .1-й нагнетательной скважины:

Оч - расход теплоносителя через .1-ю нагнетательную скважину в единицу, времени .

Ос-шее количества вещества, поступившее в 1.-й элементарный объем от всех нагнетательных скважин за время . определяется по формуле:

Ын Ын

Мт1» у Нт« • дг» ^ 1 Отз • ~_• дг. Г2)

¿.1 ы

где Ын - количество нагнетательных скважин.

Количество вещества, ушедшее из 1-го элементарного объема в к-ю добывающую скважину за время ,

Мж1к « 1 • Ожк • * • А t . (3)

где - сумма обратных величин расстояний от к-й до-бываюшщей скважины до всех центров элементарных объемов.

N90

1.1 ЙЙ1к

(?<!* - расстояние от 1.-го элементарного объема до к-й добывающей скважины:

Ож* - добыча жидкости через к-ую добывающую скважину. ' I

: Общее количество вещества, ушедшее из 1-го элемен-

тарного объема во все добывающие скважины за время ^

14)

где Мд - количество добывающих скваяин.

Учитывая различия в геологическом строении пласта и стадии разработки, предлагается пять типов уравнений регрессии. которые по разному описывают распределение теплоносителя по элементарным объемам.

Показано, что в отдельных случаях требуется знать зависимость распределения теплоносителя от высоты расположения элементарного объема над подошвой пласта.

Коэффициенты уравнений регрессий определяются по методу наименьших квадратов.

Таким образом в качестве аргументов для определения температуры в уравнениях регрессии оудем использовать: расход теплоносителя через элементарный объем; отбор жидкости из элементарного объема; высоту расположения элементарного объема над подошвой пласта.

Первый тип уравнения регрессии . В момент времени I© (начало разработки) температура равнялась температуре пласта,ТЧ(0)=То для всех То

элементарных объемов 1=1.......Изо. Формулу для расчета

температуры в 1-ом элементарном объеме в момент времени запишем в виде:

Т1а)«То»ь) Мтц -с^ Мж1с . (5)

' Ш 1.=1

где I - время замера:

1 - индекс элементарного объема. Это уравнение линейно как по притоку теплоносителя, так и по отбору жидкости. Наиболее хорошо оно будет отражать распределение температуры в пласте на поздних стадиях разработки уклонов, которые сильно расчленены нещлотгегаекяяи* пропластками. В таких уклонных блоках теплоноситель будет достаточно равномерно распределяться по всему объему пласта и определяющим параметром становится геометрия расположения скважин.

Второй тип уравнения регрессии задаем в виде:

Т1(1)»То**'У~ Мт1(/>Ь• У Мт!Ус-^ Нж^У^Мж^в) М 1*1 1»1 М

Коэффициенты д, Ь , с , <1 определяются по известным замерам температуры с помощью метода наименьших квадратов. В отличие от первого это уравнение дает более высокие значения температуры в элементарных объемах, ближе расположенных к нагнетательным или добывающим скважинам, так как приток теплоносителя и отбор жидкости даны в первой и второй степени. Оно дает более точное распределение температуры в пластах с низкой проницаемостью, находящихся на начальных и средних стадиях разработки.

Третий тип уравнения регрессии задаем в виде:

Т1{1) =ТПДР -(Тпар -То)'«*Р (XI). (7)

где

х*=АУ~Мтк * ЬУ~ Мж11 • м^к ♦ с • н^ мт^: 1.«1 1«1 м

Н4 - высота центра 1-го элементарного объема над подошвой пласта;

Это уравнение имеет экспоненциальный вид и, кроме притока теплоносителя и отбора жидкости через элементарный обьем, учитывает еше и высоту расположения элементарного объема над подошвой пласта. Оно д.аах .бодее еысо-кие значения температур в близлежащих к скважинам элементарных объемах и в верхних горизонтах пласта.

Этот тип уравнения предпочтителен при расчете распределения температуры для уклонных блоков, находящихся в начальной стадии разработки, когда пласт еще плохо раздренирован и наиболее эффективно прогреваются верхние слои пласта, куда стремится теплоноситель за счет меньшего удельнего веса, а также ближайшие области, прилегающие к нагнетательным и добывающим скважинам, которые лучше раздренированы и по которым идет фильтрация флюидов в пласте.

Кроме того, расход теплоносителя входит в каждый член уравнения, что обеспечивает при его нулевом притоке ( отсутствие закачки теплоносителя в пласт ) сохранение начальной температуры пласта.

Четвертый тип уравнения регрессии задаем в виде:

Т1 (I) «То ♦ Д Мтц ♦ Ь ^Г Мж^/Мт^/С-Щ ^Г М т^.. (8)

Ы 1*1

В отличие от уравнения второго типа данное уравнение учитывает расположение элементарного объема над подошвой пласта, а также при отсутствии закачки теплоносителя в пласт обеепечжч№Т"^а^5№еягг^'<пачальной температуры пласта. Его рекомендуется применять на средних и поздних стадиях разработки уклонных блоков.

Пятый тип уравнения регрессии задаем в виде:

XI < ь) »То ♦ МТ1и ♦ Ь^Мг^ * ¿£ Мги • Мжц. ♦

1-«1 Ш 1*1

1.»1

где коэффициенты л , ь , с , а , р , Ь , определяются по звестным замерам температуры с помощью метода наимень-их квадратов. Это уравнение дает более высокие значения емлератур в элементарных объемах» прилегающих к нагнета-ельным или добывающим скважинам, а также учитывает рас-оложение элементарного объема над подошвой пласта. При-енять его желательно на ранних и средних стадиях разрастил пластов. В отличие от третьего типа уравнения рег-ессни это уравнение более сильно учитывает влияние вы-оты расположения элементарного объема над подошвой ласта.

Б прграмме. написанной по данной методике, перед пределением коэффициентов для всех типов уравнений рэг-ессий производится отсев аномальных значений параметров о критерию Стьюдента и проверка на нормальный закон рас-ределення по критерию Пирсона. Адекватность полученных равнений физическим процессам, происходящим в пласте, роверяется с помощью множественного регриссионного и орреляционного анализа, а тип уравнения регрессии для онкретного уклонного блока может быть выбран по коэффи-иенту множественной корреляции.

В третьей главе предложены математические модели

;птимизации добычи нефти при термошахтной разработке.

При термошахтной разработке в пласт закачивается теплоноситель, за счет которого происходит разогрев жидкости. пород пласта, а также окружающих пород. Повышение температуры положительно сказывается на Фильтрационные ,

снижения вязкости. Изменение вязкости неФти. теснейшим образом связано с коэффициентом нефтеотдачи пласта, а так как она зависит от температуры. то существует связь между коэффициентом нефтеотдачи и температурой.

Средняя температура пласта зависит от количества закачанного в него теплоносителя, притока воды из водоносного горизонта, отбора жидкости и теплопотерь в окру-жаюаее пространство.

Исходя из вышесказанного средняя температура пласта определяется уравнением:

Тс* *Тср<Мп, Мж, Мвпя.О). (10)

где Мп - масса закачиваемого теплоносителя:

Мж- масса отбираемой жидкости;

Мам - масса поступившей воды из водоносного горизонта:

© - коэффициент теплопотерь в окружающее пространство.

Учитывая связь коэффициента нефтеотдачи и температуры. можно написать зависимость коэффициента нефтеотдачи от средней температуры пласта:

К=К(Тср) (Ш

Согласно постановке задачи, средняя температура пласта определяется из уравнения теплового баланса:

Опя =©*Рлп»Опородп*0нп »Овп (12)

где Опл - количество тепла, которое несет теплоноситель в пласт:

О породи, Онп, О»» - соответственно количество тепла, которое воспринимают породы пласта, неФть и вода, находящиеся в порах пласта;

в - коэффициент теплопотерь, учитывающий потери при транспорте теплоносителя от котельной до пласта, а также на нагрев кровли и подошвы пласта:

п - период времени.

При расчете количества тепла, которое несет в пласт теяпотсуггепк 'Итр)\ учитиеается1 его- сухость. ¥готге&-количество тепла складывается из тепла, которое выделяют пар и вода при охлаждении от начальной температуры на выходе из котельной до текущей температуры пласта с учетом теплопотерь при транспорте теплоносителя от котельной до пласта, а также в кровлю и подошву пласта. При расчете количества тепла, идущее на нагревание нефти н воды, учитывается тепло, унесенное вместе с добываемой нефтью и водой, а также тепло, которое используется на нагрев пластовой воды, поступившей из водоносного горизонта в освободившиейся пори пласта, образованные в результате добычи неФти и воды, с учетом объема пор, который займет конденсат пара.

В результате получаем среднюю температуру пласта:

ппп -(1 - ©) -Д ♦ (Р ♦ Н ♦ В)- ♦ РЧо

Ь»——---(13)

1чпп •(1-0)-Св*Р»Н*В*В

Исходя из технологических показателей, накопленных в базе данных, можно связать коэффициент нефтеотдачи с расчитанной средней температурой.

Зависимость коэффициента нефтеотдачи от средней температуры пласта определяется по известным коэффициентам нефтеотдачи по периодам времени и по вычисленным значениям температуры. Для определения этой зависимости напишем уравнение регрессии в следующем виде:

кп-а-ко)-**РСй-(*-ыэ (И)

где Ко- достигнутый коэффициент нефтеотдачи до начала теплового воздействия на пласт;

А - коэффициент уравнения регрессии, который определяется по метода' наименьших квадратов. '

В программе, написанной по данной методике, перед

определением коэффициента "а" делается отсев аномальных значений параметров, входящих в уравнение регрессии, и на подчинение их нормальному закону распределения, также как в главе 2. Адекватность уравнения проверяется с помощью регрессионного и корреляционного анализа.

В* за^-аче пс распр&х&ле-тп? т&>тератури" аггределквЫя'' температура элементарных объемов продуктивного пласта. Учитывая разный прирост коэффициента нефтеотдачи по интервалам температур, появляется следующая задача:

распределить заданный объем теплоносителя для закачки в пласт так, чтобы получить максимальный прирост коэффициента нефтеотдачи по шахтным уклонным блокам (или максимальную добычу нефти при заданном объеме теплоносителя ).

В математической формулировке эта задача будет иметь вид:

^ЛК'КО!)_дг» ндх (15)

при

N5*

I

Ы

03

где АК - средний прирост коэффициента нефтеотдачи по шахтному уклонному блоку;

Уэо- объем элементарного объема;

Уук - объем шахтного уклонного блока;

АК1 - прирост коэффициента нефтеотдачи по 1-ому элементарному объему;

- объем закачиваемого теплоносителя в ю буровую камеру:

Оз - "заданный объек закачиваемого теплоносителя;

N30 - количество элементарных объемов;

N51« - количество буровых какор.

Расчет оптимального распределения теплоносителя по уровни камерам.

Соглаейс« птятятсюг/-' эзхойу • рвсяр&яеяекня- гвтошск*' • еля через элементарный объем, обратно-пропорционально асстоянию до нагнетательной скважины, наибольшее влия-ие на изменение температуры будут иметь скважины. про-уренные из ближайшей к элементарному объему буровой ка-еры. Дня увеличения темпа отбора нефти в пер&ую очередь еобходимо разогревать зоны, температура которых определяет максимальный прирост коэффициента неФтеиз&дечениа. агреьать их стоит до температуры, после которой проис-одит снимание прироста коэффициента нефтеотдачи, казо-ок ее предельной, и, после достижения этой температу-ы, переходим к нагреванию следующих, участков, имеющих емпературу, наиболее близкую и указанному интервалу .

Количество тепла, необходимое для прогрева эленек-арного объема от текущей температуры до предельной, пределяем по уравнению теплового баланса:

От =Опород ♦Ок«СЗа. (16)

де Опород,(Зн -,0а - соответственно количество тепла, еобходимо© для прогрева пород, неФти и воды в эленен-арнон объеме до предельной температуры.

Получив количество тепла, необходимое для прогреэа лементариого объема до предельной температуры, находим оличество теплоносителя, которое нужно закачать в сква-инк! ближайшей буровой камеры по формуле:

Огп»МпЯХп-Ы-Х ♦ Ь-Х ♦ <1-ХИ1еп-1вк>*

*Са"(1.к-&ш>):НЗ-в). (1?)

дё Огл - количество тепла, которое несет в пласт пар;

Мп - масса пара;

1к,1п , 1в Двк - соответственно энтальпии пара и оды на выходе из котельной и при температуре конденса-

ии пара в пласте, последняя определяется давлением в ласте:

X - сухость пара;

Ь - теплота парообразования при температуре конден-аиии:

£тг - температура конденсации:

Се - удельная теплоемкость волы;

в - коэффициент теплопотерь при транспорте пара от отельной до пласта и в кровлю и подошву пласта.

Так как , то отсюда имеем

От

Мп*----(18).

Отп

Если количество заданного теплоносителя для закачки ольше. чем требуется для одного элементарного объема, о оставшийся теплоноситель закачивается в следующие лементарные объемы, температура которых наиболее близка интервалу температур, где достигается максинум прирос-а коэффициента нефтеотдачи.

Количество добываемой нефти по элементарным объемам пределяется их температурой и коэффициентами нефтеотда-и с учетом корректирующего коэффициента. Суммируя добы-у по всем элементарным объемам, получаем добычу нефти о уклонному блоку или группе уклонов.

В четвертой главе описана реализация на ЭВМ матена-

ических моделей оптимизации добычи нефти при термошахтой разработке.

Применение математических моделей по оптимизации. обычи нефти осуществляется с помощью комплекса из 5 рограмм (Рис.1.)

В представленном комплексе программ задача расчета птимизаиии добычи нефти решается следующим образом:

по программе расчета распределения температуры оп-еделяется температура элементарных объемов;

по программе расчета зависимости коэффициента неф-еотдачи от средней температуры определяется необходимый

объем закачки теплоносителя для добычи заданного количет •ства нефти;

по программе расчета оптимального распределения пара определяются объемы закачки теплоносителя по буровым камерам и добычи нефти из элементарных объемов.

ЗШШЕШБ. .,

1. Разработана математическая модель оптимального распределения теплоносителя по объему продуктивного пласта с целью получения максимального прироста коэффициента нефтеотдачи.

2. Разработаны математические модели расчета распределения температуры в пласте в зависимости от стадии разработки пласта и расчлененности его на непроницаемые пропласткн.

3. Разработана математическая модель для определения зависимости коэффициента нефтеотдачи от средней температуры пласта.

4. Разработан метод прогнозирования объемов закачки теплоносителя для достижения заданного коэффициента нефтеотдачи .

5. Разработано информационное обеспечение математических моделей для оптимизации добычи нефти.

6. Создан комплекс программ на ЭВМ для практической реализации разработанных математических моделей.

7. Для реализации математической модели оптимизации добычи нефти в-процессах отбора жидкости и распределения температуры в пласте предложен новый регулятор, который зашишен авторским свидетельством.

8. Предложен оригинальный способ термошахтной разработки неоднородной нефтяной залежи с целью повышения эффективности теплового воздействия на пласт за счет рационального распределения теплоносителя. Этот способ затишен авторским свидетельством.

Рис. 1. Блок-схема работы комплекса программ на ЭВМ

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Алиев А.Г. Расчет распределения температуры в пласте при термошахтной добыче нефти. Сер. " Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности ". - П.: ВНШШНС., - 19ЭД. - Вшк 5. -е. 20 - 25'.

2. Алиев А.Г. Контроль и управление процессом теплового воздействия на пласт при термошахтном способе добычи нефти."Проблемы повышения нефтеотдачи пластов", тезисы докладов научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. НПО Союзнефтеотдача. Уфа, 1989. с.17.

3. Алиев А.Г. Автоматизация технологических процессов при термошахтной добыче нефти. Сб. науч. тр. - Ухта: ПечорИИПИнефть, 1990, с. 67 - 73.

4. Алиев А.Г.. Коноплев Ю.П.. Тюнькин Б.А. О способе оптимального распределения пара по шахтным уклонным блокам.// Сб. науч. тр. ПечорНИПИнефти. Опыт освоения нефтяных месторождений Европейского Севера. - Ухта, 1991 (сдано в печать).

5. Алиев А.Г. Статистическая модель для расчета распределения температуры в пласте при термошахтном способе разработки нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство. - 1992 - N 2. - с. 16-18.

6. Алиев А.Г.. Тюнькин Б.А.. Чикишев Г.И. к др. Способ термошахтной разработки неоднородной нефтяной залежи. Авторское свидетельство N 1665756. 02.08.1989г„

7. Алиев А.Г., Васильев В.В. Пневматический дэухпо-энционный регулятор с настраиваемой зоной нечувствительности. Заявка на изобретение 4680709/24 Положительное решение от 12.03.91