Русский | English   поискrss RSS-лента

Главная  → История отечественной вычислительной техники  → “Нефтяное месторождение” в лаборатории

“Нефтяное месторождение” в лаборатории

В планах развития народного хозяйства нашей страны особое значение придается увеличению добычи нефти. Применение жидкого топлива и газа вместо угля позволяет автоматизировать многие процессы производства. Нефть служит сырьем для многочисленных отраслей химической промышленности. Добыча нефти выросла с 71 млн. тонн в 1955 г. до 113 млн. тонн в 1958 г. и по семилетнему плану она должна увеличиться до 230-240 млн. тонн к 1965 г. Эти цифры всем известны.

Однако не все знают, что еще совсем недавно больше половины находящейся в месторождении нефти не могло быть извлечено из земли и пропадало зря.

В первое время после ввода в строй скважины она давала большой дебет-нефть под давлением газов в пласте выбивала на поверхность фонтаном. Постепенно газы выходили вместе с нефтью, концентрация нефти в пласте также уменьшалась, давление падало. Нефть уже не выливалась сама, ее приходилось вычерпывать из глубины скважины или выкачивать глубинными насосами. Наконец, дебет скважины делался таким незначительным, что ее невыгодно было эксплуатировать. А между тем весь пласт песка еще оставался насыщенным нефтью, но стекала она к скважинам очень медленно и извлекать ее было уже трудно.

Как же повысить упавшее давление в пласте, чтобы нефть самотеком шла на поверхность? Как извлечь более полно нефть из пласта?

Рис. 32. Разрез нефтяного месторождения. По краям указаны скважины, в которые накачивается вода.

Рис. 32. Разрез нефтяного месторождения. По краям указаны скважины, в которые накачивается вода.

В 1946-1948 гг. был предложен способ так называемого законтурного заводнения скважин (рис. 32). В скважины на границах нефтеносного участка накачивалась под большим давлением вода, заменявшая выработанную нефть, поднимавшая давление в пласте и вытеснявшая нефть из пористых пород в скважины. Но чтобы поднять давление в пласте, надо рассчитать, сколько, в какие скважины и под каким давлением нужно нагнетать воду. Нужно также предвидеть, как по мере выработки будет изменяться граница нефтеносного участка, где нужно бурить новые скважины для добычи нефти и для накачивания воды.

Эта задача о напорной фильтрации жидкости в пористой среде аналогична ранее рассмотренной нами задаче о фильтрации воды под плотиной. Решается она методом электромоделирования на моделях-сетках.

В лаборатории института на сетке сопротивлений очерчивается контур месторождения. По данным буровых скважин составляются геологические разрезы месторождения, определяются гидравлические сопротивления грунтов, рассчитываются сопротивления сетки электроинтегратора и производится набор задачи.

Но чтобы быть окончательно уверенным в том, что задача поставлена и решена верно, нужно провести пробный расчет, предсказав ход эксплуатации месторождения на небольшой срок вперед. Данные этого расчета сравнивают с действительным течением процесса в натуре. Если они совпадают — все в порядке, можно вести исследование дальше. Если имеются расхождения — выясняют, что именно было недоучтено при моделировании, вносят в модель поправки и затем уже переходят к исследованию на модели различных вариантов решения.

В дальнейшем на основании данных, полученных измерениями на модели, ведется наиболее эффективная эксплуатация месторождения. Обоснованная расчетом эксплуатация месторождения дает возможность извлечь из пласта уже до 70% всей находящейся там нефти. Какие выгоды дает подобный метод, можно проследить на следующем примере: с 1952 по 1957 г. США увеличили добычу нефти на 42,2 млн. тонн, пробурив 338 млн. метров новых скважин. В Советском Союзе за тот же период добыча нефти возросла на 51 млн. тонн, хотя скважин было пробурено лишь 27 млн. метров, т. е. в 12 раз меньше, чем в США.

Приведем конкретные примеры анализа эксплуатации нефтяных месторождений. Недавно нашей промышленностью был изготовлен мощный электроинтегратор-сетка ЭИ-С, имеющий 20 000 точек, и в 1957 г. на нем был осуществлен анализ Бовлинского нефтяного месторождения в Татарской АССР. Выяснялось, можно ли создать такой режим эксплуатации, чтобы, выключив около половины скважин, компенсировать добычу нефти отдачей остальных скважин.

Для этого на сетке электроинтегратора были набраны все условия, характеризующие это месторождение, и была смоделирована история эксплуатации его в течение последних 10 лет. После того как было получено точное совпадение решения на интеграторе и фактического изменения состояния за 10 лет, стало ясно, что задача набрана и решается правильно. Перешли к получению прогнозов, задавая различные режимы, пока не нашли наилучший. И в начале 1958 г. был осуществлен грандиозный эксперимент: выключена 81 скважина, а на оставшихся 93 введен режим, полученный на основании расчетов. И расчеты блестяще подтвердились: добыча нефти не снизилась.

Значит, при правильно рассчитанном режиме эксплуатации можно при вдвое меньшем количестве скважин получать столько же нефти, как и раньше.

Чтобы оценить экономический эффект таких исследований, достаточно напомнить, что ввод каждой скважины обходится в среднем около 1 млн. рублей.

Задача о наилучшем режиме эксплуатации нефтяных скважин может решаться не только на моделях, но и на цифровых машинах. Например, в Азербайджанском вычислительном центре на цифровой машине “Урал” была решена задача об интенсификации режима скважин. Решение одного варианта задачи потребовало около 100 часов работы машины. Но результат от решения только одной этой задачи окупил не только стоимость этих часов работы, а также полную стоимость самой машины и все затраты на организацию вычислительного центра в целом.

Глава из книги “Современные математические машины”, М., 1959 г., стр. 91.
Перепечатывается с разрешения автора.

Проект Эдуарда Пройдакова
© Совет Виртуального компьютерного музея, 1997 — 2019