Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Методы определения взаимовлияния скважин для нефтяного месторождения"

Работа на тему: Методы определения взаимовлияния скважин для нефтяного месторождения
Оценка: хорошо.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
бакалаврская работа
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

16.03.01 Техническая физика
Профиль «Техническая физика в нефтегазовых технологиях»

Тюмень 2023 год

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 4
ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН 6
1.1. ТРАССЕРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 6
1.2. ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ 7
1.3. МЕТОД ЛИНИЙ ТОКА 8
1.4. ГЕОМЕТРИЧЕСКИЙ ПОДХОД 9
1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВЯЗНОСТИ СКВАЖИН ПО РАССТОЯНИЮ 11
1.6. ВРЕМЕННЫЕ РЯДЫ 11
1.7. CRM 13
ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ 16
2.1. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ CRM 16
2.1.1. ОСНОВНАЯ ФОРМУЛА CRM И ОГРАНИЧЕНИЯ 16
2.2. ЧИСЛЕННЫЙ АЛГОРИТМ CRM 22
2.2.1. РЕШЕНИЕ ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ 22
2.2.2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ 29
ГЛАВА 3. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ 31
3.1. ПЯТИСКВАЖИННАЯ МОДЕЛЬ 31
3.2. ДЕВЯТИ СКВАЖИННАЯ МОДЕЛЬ 38
3.2.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ CRMP 39
3.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН ПО РАССТОЯНИЮ 42
3.2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН МЕТОДОМ ВРЕМЕННЫХ РЯДОВ 43
3.2.4. СРАВНЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ СВЯЗНОСТИ СКВАЖИН 44
РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 50
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 52
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 54
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 56
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 57

ВВЕДЕНИЕ
Для эффективного управления разработкой нефтяных месторождений, оптимизации режима эксплуатации нагнетательных скважин необходимо учитывать связь скважин между собой. Так как изменение режима работы одной скважины влечёт за собой изменение режимов работы и других скважин на этом же объекте разработки, то необходимо определить уровень взаимовлияния скважин. На сегодняшний день существует множество методов оценки взаимовлияния скважин для нефтяного месторождения, отличающихся по своей сути, области применения, а также по количественным и качественным результатам. Поэтому актуально сделать обзор этих методов, а также вывод о корректности или некорректности сопоставления между собой результатов этих способов определения взаимовлияния скважин.
Работа имеет своей целью определение взаимовлияния скважин на основе модели CRM и сопоставление полученных результатов с результатами других известных методов.
Задачи:
1. Изучить основные методы определения взаимовлияния скважин;
2. Изучить метод определения взаимовлияния скважин на основе модели
CRM;
3. Реализовать метод определения взаимовлияния скважин на основе
CRM-модели;
4. Выполнить тестирование модели на примере пятискважинной модели;
5. Для девяти скважинной модели сопоставить метод на основе CRM с альтернативными известными методами (метод определения взаимовлияния скважин по расстоянию, метод временных рядов), определить взаимосвязь полученных значений взаимовлияния.
Объектом исследования является взаимовлияние скважин для нефтяного месторождения. Предмет исследования - методы определения взаимовлияния скважин и коэффициенты, полученные этими методами.
На сегодняшний день существует множество способов оценить взаимовлияние скважин, они в различной степени представлены в литературе. Методы можно классифицировать, разделив, например, на позволяющие получить качественную или количественную оценку взаимовлияния скважин. Для количественной оценки используются величины, называющиеся коэффициентами взаимовлияния. По другой классификации во многих работах, посвящённых данной теме, выделяют аналитические (использующие некоторые аналитические зависимости), статистические (сравнивающие динамики промысловых данных) и численные методы (основанные на гидродинамическом моделировании). В статье [5] способы установить связь скважин делятся на две группы: технологические (трассерные исследования и гидропрослушивание) и аналитические (различные математические методы). В работе [15] приведён краткий обзор одиннадцати методов оценки степени взаимодействия скважин среди которых: геометрический метод, статистический анализ данных, применение нейронных сетей, использование различных гидродинамических и упрощённых (прокси) моделей и др.. Теория CRM и её применение для определения коэффициентов взаимовлияния скважин хорошо раскрыты в литературе ([4], [9], [10]). Что касается ГДМ – несмотря на то, что имеется множество работ, посвящённых различным аспектам гидродинамического моделирования, именно вопросу определения коэффициентов взаимовлияния с помощью ГДМ уделено мало внимания ([13], [15]).
В данной работе приводится обзор некоторых методов определения взаимовлияния скважин, а также реализуется CRMP-модель для поиска коэффициентов взаимовлияния, описываются и сравниваются результаты применения нескольких методов на примере синтетических пятискважинного месторождения и девяти скважинного месторождения с разломами

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Byrd Richard H., Hribar Mary E., Nocedal J. An Interior Point Algorithm for Large-Scale Nonlinear Programming // SIAM Journal on Optimization. 1999. Ч. 9. № 4. С. 877–900.
2. A State-of-the-Art Literature Review of Capacitance Resistance Models for Reservoir Characterization and Performance Forecasting / Rafael Wanderley de Holanda, Eduardo Gildin, Jerry L. Jensen [и др.]2 // Energies. 2018. №11 (12). C. 1– 45.
3. Naudomsup Nuntha, Lake Larry W. Extension of Capacitance-Resistance Model to Tracer Flow for Determining Reservoir Properties // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2018. С. 266–281.
4. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods: diss. Doctor of philosophy. The University of Texas at Austin, 2008. 218 c.
5. Экспресс-метод оценки степени взаимодействия скважин с использованием частотного анализа данных истории эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин / К.В. Абабков, В.М. Васильев, Н.И. Хисамутдинов [и др.]2 // Нефтепромысловое дело. 2014. №7. С. 10–13.
6. Баврина А.П., Борисов И.Б. Современные правила применения корреляционного анализа // Медицинский альманах. 2021. №3 (68). С. 70–79.
7. Бекман А.Д., Зеленин Д.В. Использование расширенной CRMP-модели для картирования пластового давления // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021. Т. 7. №4 (28). С 163–180.
8. Бекман А.Д., Поспелова Т.А., Зеленин Д.В. Новый метод прогнозирования динамики обводнённости скважин с использованием результатов CRMP-моделирования // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021. Т. 6. №1 (21). С 192–207.
9. Новый алгоритм нахождения оптимального решения задачи определения коэффициентов взаимовлияния скважин в рамках модели CRM / А.Д. Бекман, С.В. Степанов, А.А. Ручкин, Д.В. Зеленин // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Т. 5. № 3. С. 164–185.
10. Денисов С.В., Лялин В.Е. Метод линий тока и связанные с ним математические модели // Труды Международного симпозиума «Надежность и качество». 2018. Т. №1. С. 168–171.
11. Применение прокси-моделей при прогнозировании параметров разработки нефтяных залежей / Ж.Т. Жетруов, К.Н. Шаяхмет, К.К. Карсыбаев [и др.]2 // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. 2022. Т 4. №2. C. 48–57.
12. Исследование механизмов учёта взаимовлияния скважин при использовании различных методов математического моделирования / Д.В. Зеленин, С.В. Степанов, А.Д. Бекман, А.А. Ручкин // Нефтепромысловое дело. 2019. № 12. С. 39–45.
13. Кастильо Рамос Родриго Алонсо. Моделирование разработки нефтяных месторождений на основе метода линий тока: специальность 21.04.01.06 Управление разработкой нефтяных месторождений: дис. магистр. Москва, 2020. 139 с.
14. Применение CRM модели для анализа эффективности системы заводнения / Т.А. Поспелова, Д.В. Зеленин, А.А. Ручкин, А.Д. Бекман // Сетевое научное издание «Нефтяная провинция». 2020. № 1(21). С. 97–108.
15. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин [и др.]3 // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Т. 4. № 3. С. 146–164.
16. Полуаналитические модели расчёта интерференции скважин на базе класса моделей CRM / И.Ф. Хатмуллин, А.П. Цанда, А.М. Андрианова [и др.]5 // Нефтяное хозяйство. 2018. №12. С. 38–41.