NO311450B1 - System for controlling the production of crude oil from a gas-lifted oil well - Google Patents
System for controlling the production of crude oil from a gas-lifted oil well Download PDFInfo
- Publication number
- NO311450B1 NO311450B1 NO19980301A NO980301A NO311450B1 NO 311450 B1 NO311450 B1 NO 311450B1 NO 19980301 A NO19980301 A NO 19980301A NO 980301 A NO980301 A NO 980301A NO 311450 B1 NO311450 B1 NO 311450B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- production
- well
- throttle
- gas
- control module
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 90
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000001537 neural effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
Abstract
Et system for styring av produksjon fra en gassløftet oljebrønn omfatter en. dynamisk styrt struper (1) for innstilling av strømmen av råolje fra et pro-duksjonsrør (2) i brønnen. Struperen (1). styres ved hjelp av en styremodul (CM). som omfatter en PID-kontroller som er innstilt for å styre struperens (1). åpning dynamisk slik at trykket (CHP) i løftegassinnsprøytingsledningen minime-. res og stabiliseres. Systemet er i stand til maksimering og stabilisering av råoljeproduksjonen på nøyaktig måte og uten å kreve utrustning nede i brønnen.A system for controlling production from a gas-lifted oil well comprises one. dynamically controlled choke (1) for adjusting the flow of crude oil from a production pipe (2) into the well. Throttle (1). is controlled by means of a control module (CM). which includes a PID controller set to control the throttle (1). opening dynamically so that the pressure (CHP) in the lift gas injection line minimizes. res and stabilized. The system is capable of maximizing and stabilizing crude oil production accurately and without requiring downhole equipment.
Description
Oppfinnelsen angår et system for styring av produksjon av råolje gjennom et produksjonsrør som strekker seg ned i en gassløftet oljebrønn, og i hvilket løftegass injiseres på et sted nede i brønnen, idet systemet omfatter en variabel struper for innstilling av strømmen av råolje gjennom produksjonsrøret, og en styremodul for dynamisk styring av struperens åpning, hvilken styremodul benytter det trykk som måles av en trykkmåler i løftegassinjeksjonsledningen, som inngangssignal. The invention relates to a system for controlling the production of crude oil through a production pipe that extends down into a gas-lifted oil well, and into which lifting gas is injected at a place down in the well, the system comprising a variable throttle for setting the flow of crude oil through the production pipe, and a control module for dynamic control of the throttle opening, which control module uses the pressure measured by a pressure gauge in the lift gas injection line as an input signal.
I slike gassløftede oljebrønner kan trykket i produksjonsrøret fluktuere, hvilket kan føre til en uregelmessig innstrømning av løftegass som injiseres i produksjonsrøret. Slik uregelmessig injeksjon av løftegass kan etter hvert stanse produksjon av olje fullstendig. Slike ustabile, gassløftede brønner har følgelig en tendens til å svinge mellom oljeproduserende og ikke-oljeproduserende tilstander, slik at "plugger" av råolje og løftegass frembringes. In such gas-lifted oil wells, the pressure in the production pipe can fluctuate, which can lead to an irregular inflow of lift gas that is injected into the production pipe. Such irregular injection of lifting gas can eventually stop production of oil completely. Consequently, such unstable, gas-lifted wells tend to oscillate between oil-producing and non-oil-producing states, producing "plugs" of crude oil and lift gas.
Det er vanlig praksis å justere strømmen av løftegass som injiseres i brønnen, ved hjelp av en struper til et slikt nivå at produksjonen av råolje maksimeres og stabiliseres. It is common practice to adjust the flow of lift gas injected into the well using a throttle to such a level that the production of crude oil is maximized and stabilized.
Artikkelen "Wellhead monitors automate Lake Maracaibo gas-lift", som ble publisert av J C Adjunta og A Majek på sidene 64-67 i Oil and Gas Journal, 28. november 1994, viser at det kan benyttes en automatisk struper som varierer strømmen av løftegass slik at den forblir nær et beregnet optimum. The article "Wellhead monitors automate Lake Maracaibo gas-lift", which was published by J C Adjunta and A Majek on pages 64-67 of the Oil and Gas Journal, November 28, 1994, shows that an automatic throttle can be used that varies the flow of lift gas so that it remains close to a calculated optimum.
I det system som er kjent fra denne tidligere publikasjon, er struperen beliggende ved jordoverflaten nær brønnhodet til den gassløftede brønn. Et problem som påtreffes med det kjente system, er at gassinjeksjonsledningen, som vanligvis er dannet av ringrommet mellom produksjonsrøret og brønnforingsrøret, kan ha en lengde på flere kilometer og kan ha et så stort volum at det ikke er mulig å styre nøyaktig den mengde løftegass som injiseres i produksjonsrøret nede i brønnen ved å innstille strømmen av løftegass som strømmer inn i løftegassinjeksjonsledningen via den variable struper ved brønnhodet. In the system known from this earlier publication, the choke is located at the ground surface near the wellhead of the gas-lifted well. A problem encountered with the known system is that the gas injection line, which is usually formed by the annulus between the production pipe and the well casing, can have a length of several kilometers and can have such a large volume that it is not possible to control exactly the amount of lift gas that is injected into the production pipe down the well by adjusting the flow of lift gas that flows into the lift gas injection line via the variable throttle at the wellhead.
Det er også kjent, for eksempel fra internasjonal patentsøknad PCT/EP95/00623, å innstille strømmen av løftegass som injiseres i oljeproduksjonsrøret, ved hjelp av en overflatestyrt, variabel åpning nede i brønnen via hvilken løftegassen injiseres i produksjonsrøret. It is also known, for example from international patent application PCT/EP95/00623, to set the flow of lifting gas that is injected into the oil production pipe, by means of a surface-controlled, variable opening down in the well via which the lifting gas is injected into the production pipe.
En slik variabel åpning nede i brønnen muliggjør en nøyaktig styring av mengden av løftegass inn i brønnen, slik at det alltid injiseres en jevn strøm av løftegass og en stabil og optimal gassløfting frembringes. Such a variable opening down in the well enables precise control of the quantity of lifting gas into the well, so that a steady flow of lifting gas is always injected and a stable and optimal gas lifting is produced.
Installasjon, drift og vedlikehold av en slik variabel åpning nede i brønnen er imidlertid kostbar. Spesielt dersom brønnen er utstyrt med en dobbel klargjøring eller komplettering, som kan bestå av to konsentriske produksjonsrør som strekker seg ned til forskjellige dybder i brønnen, og gass injiseres via det omgivende ringrom og åpninger nær bunnen av hvert av disse produksjonsrør, vil installasjonen av et sett på to brønnventiler i brønnen muligens ikke være økonomisk. However, installation, operation and maintenance of such a variable opening down the well is expensive. In particular, if the well is equipped with a double preparation or completion, which may consist of two concentric production pipes extending down to different depths in the well, and gas is injected via the surrounding annulus and openings near the bottom of each of these production pipes, the installation of a set of two well valves in the well may not be economical.
Den internasjonale patentsøknad PCT/AU87/00201 (publiseringsnummer: WO Al 88/00277) viser en metode for oppstarting av oljeproduksjon i en gassløftet oljebrønn hvor innløpsstrømmen av den injiserte gass opprettholdes i hovedsaken konstant ved hjelp av en virvelstrømningsmåler. The international patent application PCT/AU87/00201 (publication number: WO Al 88/00277) shows a method for starting oil production in a gas-lifted oil well where the inlet flow of the injected gas is maintained essentially constant by means of an eddy flow meter.
Et styresystem av den innledningsvis angitte type er kjent fra GB A 2 252 797. Denne publikasjon viser et gassløftet oljeproduksjonssystem i hvilket en produksjonsstruper og en innløpsventil i gassinjeksjonsledningen innstilles samtidig i en forprogrammert, parametrisk, logisk sekvens for å forbedre oljeproduksjonsstyringen. En ulempe ved dette kjente system er at den forprogrammerte sekvens frembringer et fast regime eller system for drift av de to ventiler, og som ikke benytter tilbakekopling av driftstilstander for å justere eller innstille sekvensen. Den samtidige innstilling av de to ventiler kan videre føre til svingninger i løftegasstrømmen, særlig dersom løftegass som skriver seg fra en eneste kilde, injiseres i flere brønner. A control system of the type indicated at the outset is known from GB A 2 252 797. This publication shows a gas-lifted oil production system in which a production throttle and an inlet valve in the gas injection line are set simultaneously in a pre-programmed, parametric, logical sequence to improve oil production control. A disadvantage of this known system is that the pre-programmed sequence produces a fixed regime or system for operating the two valves, and which does not use feedback of operating states to adjust or set the sequence. The simultaneous setting of the two valves can further lead to fluctuations in the lift gas flow, especially if lift gas that is written from a single source is injected into several wells.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system som er i stand til å forbedre ytterligere nøyaktigheten av styring av injiseringen av gass i en gassløftet oljeproduksjonsbrønn på en slik måte at råoljeproduksjonen maksimeres og stabiliseres, og som ikke krever anvendelse av styreutrustning nede i brønnen. It is an object of the invention to provide a system which is able to further improve the accuracy of controlling the injection of gas in a gas-lifted oil production well in such a way that crude oil production is maximized and stabilized, and which does not require the use of control equipment down the well.
Ovennevnte formål oppnås med et system av den innledningsvis angitte type som ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at styremodulen omfatter en PID (proposjonal-integral-derivat)-styreenhet som er innstilt for å styre struperens åpning dynamisk på en slik måte at fluidtrykket i løftegassinjeksjonsledningen minimeres og stabiliseres på bakgrunn av det nevnte inngangssignal. The above purpose is achieved with a system of the type indicated at the outset which, according to the invention, is characterized by the fact that the control module comprises a PID (proportional-integral-derivative) control unit which is set to control the throttle opening dynamically in such a way that the fluid pressure in the lift gas injection line is minimized and is stabilized on the basis of the aforementioned input signal.
Det vil innses at en PID-styrenhet er en styreenhet eller regulator som gir et utgangssignal som er proporsjonalt med inngangssignalet, men som også integrerer og differensierer utgangssignalet for å justere eller innstille utgangssignalets egenskaper. It will be appreciated that a PID controller is a controller or regulator that provides an output signal that is proportional to the input signal, but also integrates and differentiates the output signal to adjust or set the characteristics of the output signal.
Styremodulen kan videre omfatte en hovedstyreenhet som omfatter en fuzzy-logikk-algoritme for generering for PID-styreenheten av en referanseverdi for trykket i løftegassinjeksjonsledningen. The control module can further comprise a main control unit which comprises a fuzzy logic algorithm for generating for the PID control unit a reference value for the pressure in the lift gas injection line.
Konseptet med en fuzzy-logikk-styring av en PID-styreenhet er i og for seg kjent og beskrevet for eksempel i kapittel 3 i Handbook of Intelligent Control: "Neural, Fuzzy and Adaptive Approaches", skrevet av A White og D A Sofge og utgitt av van Nostrand Reinhold, New York, 1992. The concept of a fuzzy logic control of a PID control unit is known per se and described for example in Chapter 3 of the Handbook of Intelligent Control: "Neural, Fuzzy and Adaptive Approaches", written by A White and D A Sofge and published by van Nostrand Reinhold, New York, 1992.
Den variable struper og styremodulen er på konvensjonell måte beliggende ved jordoverflaten på et sted nær brønnhodet til den gassløftede oljeproduksjonsbrønn. The variable choke and control module are conventionally located at the surface of the earth at a location near the wellhead of the gas-lifted oil production well.
Beliggenheten av struperen og styremodulen på jordoverflaten tillater installasjon og vedlikehold av disse utenfor brønnen og uten avbrytelse av oljeproduksjonsoperasjoner, hvilket sparer betydelige omkostninger og innsats. Dette er særlig aktuelt dersom brønnen omfatter flere råoljeproduksjonsrør og løftegass injiseres på forskjellige steder nede i brønnen inn i de forskjellige produksjonsrør via en felles gassinjeksjonsledning som er i det minste delvis dannet av et ringrom mellom produksjonsrørene og et brønnforingsrør, og hvor hvert produksjonsrør er utstyrt med en variabel struper for strømmen av råolje, og hvor åpningen av hver struper styres av styremodulen. The location of the choke and control module on the ground surface allows installation and maintenance of these outside the well and without interrupting oil production operations, which saves significant costs and effort. This is particularly relevant if the well comprises several crude oil production pipes and lifting gas is injected at different locations down the well into the various production pipes via a common gas injection line which is at least partially formed by an annulus between the production pipes and a well casing, and where each production pipe is equipped with a variable throttle for the flow of crude oil, and where the opening of each throttle is controlled by the control module.
Disse og andre særtrekk, formål og fordeler med systemet ifølge oppfinnelsen vil bli åpenbare ut fra den etterfølgende nærmere beskrivelse under henvisning til tegningene, der These and other special features, purposes and advantages of the system according to the invention will become obvious from the subsequent detailed description with reference to the drawings, where
fig. 1 viser et skjematisk lengdesnittsriss av en råoljeproduksjonsbrønn i hvilken råoljeproduksjonen styres ved hjelp av et system ifølge oppfinnelsen, fig. 1 shows a schematic longitudinal section view of a crude oil production well in which the crude oil production is controlled by means of a system according to the invention,
fig. 2 viser et flytskjema av styrelogikken for styremodulen CM i styresystemet som er vist på fig. 1, fig. 2 shows a flowchart of the control logic for the control module CM in the control system shown in fig. 1,
fig. 3 er et flytskjema som ytterligere forklarer driften av styrelogikken for styremodulen CM i styresystemet som er vist på fig. 1, og fig. 3 is a flowchart which further explains the operation of the control logic for the control module CM in the control system shown in fig. 1, and
fig. 4 er et diagram som viser resultatene av et eksperiment som indikerer at styresystemet ifølge oppfinnelsen er i stand til å optimere og stabilisere produksjon fra en gassløftet brønn. fig. 4 is a diagram showing the results of an experiment indicating that the control system according to the invention is capable of optimizing and stabilizing production from a gas-lifted well.
Idet det nå henvises til fig. 1, er det der vist en gassløftet råoljeproduksjonsbrønn som omfatter en variabel struper 1 og en styremodul CM i systemet ifølge oppfinnelsen. Referring now to fig. 1, there is shown a gas-lifted crude oil production well comprising a variable throttle 1 and a control module CM in the system according to the invention.
Struperen eller strupeventilen 1 er montert i et produksjonsrør 2 som strekker seg fra nær bunnen av en oljeproduksjonsbrønn 3 gjennom brønnhodet 4 mot behandlingsutstyr (ikke vist) på jordoverflaten 5. The throttle or throttle valve 1 is mounted in a production pipe 2 which extends from near the bottom of an oil production well 3 through the wellhead 4 towards treatment equipment (not shown) on the ground surface 5.
Olje produseres via perforeringer 6 som er blitt skutt inn i en oljeførende formasjon. Nær den nedre ende av produksjonsrøret 2 er det montert en pakning 7 som tilveiebringer en fluidbarriere mellom innstrømningssonen 8 ved bunnen av brønnen og det ringformede rom 9 som er dannet mellom den ytre overflate av produksjonsrøret 2 og den indre overflate av et brønnforingsrør 10. Oil is produced via perforations 6 which have been shot into an oil-bearing formation. Near the lower end of the production pipe 2, a gasket 7 is mounted which provides a fluid barrier between the inflow zone 8 at the bottom of the well and the annular space 9 which is formed between the outer surface of the production pipe 2 and the inner surface of a well casing 10.
For å stimulere produksjonen av råolje via produksjonsrøret 2, injiseres løftegass via ringrommet 9 og en åpning 11 nede i brønnen inn i produksjonsrøret 2. To stimulate the production of crude oil via the production pipe 2, lifting gas is injected via the annulus 9 and an opening 11 down in the well into the production pipe 2.
Løftegassen innmates i ringrommet via en gassinjeksjonsledning 12 og et ringformet kammer 13 ved brønnhodet 4. Gassinjeksjonsledningen 12 er utstyrt med en struper 14 som tjener til å innstille strømmen av løftegass. Det betydelige volum og den ' betydelige lengde av det ringformede rom 9 resulterer imidlertid i en vesentlig forsinkelse mellom det øyeblikk i hvilket posisjonen av struperen 14 varieres og det øyeblikk da dette resulterer i en variasjon av strømmen av gass som passerer gjennom åpningen 11 nede i brønnen. The lifting gas is fed into the annulus via a gas injection line 12 and an annular chamber 13 at the wellhead 4. The gas injection line 12 is equipped with a throttle 14 which serves to adjust the flow of lifting gas. However, the considerable volume and the considerable length of the annular space 9 results in a substantial delay between the moment in which the position of the throttle 14 is varied and the moment when this results in a variation of the flow of gas passing through the opening 11 down the well .
Den variable struper 1 og styremodulen CM tjener til å unngå at raske variasjoner i fluidtrykk i produksjonsrøret 2 vil resultere i et ustabilt løftegass-injeksjonssregime, slik at løftegassen injiseres i "plugger" via åpningen 11 nede i brønnen inn i produksjonsrøret 2, og brønnen vil begynne å produsere uregelmessige plugger av råolje og løftegass. The variable throttle 1 and the control module CM serve to avoid that rapid variations in fluid pressure in the production pipe 2 will result in an unstable lift gas injection regime, so that the lift gas is injected in "plugs" via the opening 11 down in the well into the production pipe 2, and the well will start producing irregular plugs of crude oil and lift gas.
Styremodulen CM mates kontinuerlig eller intermitterende med data angående foringsrørhodetrykket CHP som måles av en trykkmåler ved toppen av det ringformede rom 9, og produksjonsrørhodetrykket THP som måles av en trykkmåler ved toppen av produksjonsrøret 2. Til styremodulen CM tilføres også data angående temperaturen T av den produserte fluidblanding og strømmen av løftegass Qlg og av den produserte fluidblanding Qprod som måles ved hjelp av strømningsmålere som er montert i henholdsvis løftegassinjeksjonsledningen 12 og produksjonsrøret 2. I den viste utførelse styrer styremodulen CM ikke bare åpningen av produksjonsstruperen 1, men også åpningen av løftegassinjeksjonsstruperen 14. The control module CM is fed continuously or intermittently with data regarding the casing head pressure CHP which is measured by a pressure gauge at the top of the annular space 9, and the production head pressure THP which is measured by a pressure gauge at the top of the production pipe 2. The control module CM is also supplied with data regarding the temperature T of the produced fluid mixture and the flow of lifting gas Qlg and of the produced fluid mixture Qprod which are measured by means of flow meters mounted in the lifting gas injection line 12 and the production pipe 2 respectively. In the embodiment shown, the control module CM controls not only the opening of the production throttle 1, but also the opening of the lifting gas injection throttle 14.
Hovedoperasjonen av styremodulen CM er at den innstiller åpningen av produksjonsstruperen 1 slik at strømmen av løftegass gjennom åpningen 11 nede i brønnen forblir tilnærmet konstant. Dette oppnås ved å opprettholde et konstant differensialtrykk over åpningen nede i brønnen. Trykket nedstrøms av åpningen kan påvirkes ved å variere mottrykket ved brønnhodet, dvs. produksjonsrørhodetrykket THP. På denne måte varieres mottrykket som utøves av produksjonsrørhodetrykket THP på den produserte fluidblanding, slik at mottrykket øker som reaksjon på en reduksjon i det målte foringsrørhodetrykk CHP, og omvendt. Denne variasjon av produksjonsrørhodetrykket THP er en fyllestgjørende foranstaltning for å oppnå en i hovedsaken konstant injeksjonshastighet av løftegass ved nedhullsåpningen 11. The main operation of the control module CM is that it sets the opening of the production throttle 1 so that the flow of lifting gas through the opening 11 down in the well remains approximately constant. This is achieved by maintaining a constant differential pressure across the opening down in the well. The pressure downstream of the opening can be affected by varying the back pressure at the wellhead, i.e. the production pipe head pressure THP. In this way, the back pressure exerted by the production tubing head pressure THP on the produced fluid mixture is varied, so that the back pressure increases in response to a decrease in the measured casing head pressure CHP, and vice versa. This variation of the production pipe head pressure THP is a filling measure to achieve an essentially constant injection rate of lift gas at the downhole opening 11.
Styremodulen CM streber etter å minimere foringsrørhodetrykket CHP ved variasjon av åpningen av produksjonsstruperen 1. The control module CM strives to minimize the casing head pressure CHP by varying the opening of the production throttle 1.
Uten tvangsmidler ville imidlertid ytterligere og ytterligere åpning av produksjonsstruperen 1 føre til ustabilitet. Styremodulen CM er derfor innstilt for å adlyde en annen regel som foreskriver at jo lavere løftegassinjeksjonshastigheten Q)g er, jo bredere trenger styremarginen Cm(t) på produksjonsstruperen 1 å være. Innstilling av denne styremargin Cm(t) krever et visst empirisk skjønn som er innlemmet i en fuzzy-styreenhet FCU som skal beskrives nærmere under henvisning til fig. 2 og fig. 3. Without coercive means, however, further and further opening of the production throttle 1 would lead to instability. The control module CM is therefore set to obey another rule which prescribes that the lower the lift gas injection rate Q)g, the wider the control margin Cm(t) of the production throttle 1 needs to be. Setting this control margin Cm(t) requires a certain empirical judgement, which is incorporated in a fuzzy control unit FCU, which will be described in more detail with reference to fig. 2 and fig. 3.
Idet det nå henvises til fig. 2, er det der vist et blokkskjema som viser driften av styremodulen CM. Referring now to fig. 2, there is shown a block diagram showing the operation of the control module CM.
Hjertet av styremodulen CM er dannet av en konvensjonell PID-styreenhet, i blokkskjemaet angitt som PID, som innstiller posisjonen CP(t) av produksjonsstruperen 1 som reaksjon på variasjoner av det målte foringsrørhodetrykk CHP. The heart of the control module CM is formed by a conventional PID control unit, denoted in the block diagram as PID, which sets the position CP(t) of the production throttle 1 in response to variations of the measured casing head pressure CHP.
Flytskjemaet viser at foringsrørhodetrykket CHP er avhengig av produksjonsrørhodetrykket CHP, trykket Pres av fluidet i porene i reservoarformasjonen RES, og også av løftegassinjeksjonshastigheten Qlg via løftegasstruperen 14 og nedhullsåpningen 11. The flowchart shows that the casing head pressure CHP is dependent on the production head pressure CHP, the pressure Pres of the fluid in the pores of the reservoir formation RES, and also on the lift gas injection rate Qlg via the lift gas throttle 14 and the downhole opening 11.
Fuzzy-styreenheten FCU tilveiebringer en foringsrørhodetrykk-referanseverdi CHP sp(t) for PID-styreenheten, og innstiller også posisjonen av løftegassinjeksjons-struperen 14 på grunnlag av empiriske data, representert ved en pil 20, som identifiserer klasser av passende posisjoner av struperne 1 og 11 for forskjellige produksjonshastigheter. The fuzzy controller FCU provides a casing head pressure reference value CHP sp(t) for the PID controller, and also sets the position of the lift gas injection throttle 14 on the basis of empirical data, represented by an arrow 20, which identifies classes of suitable positions of the throttles 1 and 11 for different production rates.
Fuzzy-styreenheten FCU virker følgelig som en hovedstyreenhet for PID-styreenheten. The fuzzy control unit FCU therefore acts as a master control unit for the PID control unit.
Vekselvirkningen mellom fuzzy-styreenheten FCU og PID-styreenheten skal beskrives nærmere under henvisning til det flytskjema som er vist på fig. 3. The interaction between the fuzzy control unit FCU and the PID control unit must be described in more detail with reference to the flowchart shown in fig. 3.
Flytskjemaet vil bli beskrevet fra toppen til bunnen, og handlingene til fuzzy-styreenheten FCU og PID-styreenheten er inneholdt innenfor stiplede linjer. The flowchart will be described from top to bottom, and the actions of the fuzzy controller FCU and the PID controller are contained within dashed lines.
Den første firkant ved toppen viser at en styresyklus starter med en måling i et visst øyeblikk i tid (t) av løftegassinjeksjonshastigheten Qjg(t), foringsrørhodetrykket CHP(t) og den virkelige posisjon Cp(t) av produksjonsstruperen 1. The first square at the top shows that a control cycle starts with a measurement at a certain moment in time (t) of the lift gas injection rate Qjg(t), the casing head pressure CHP(t) and the actual position Cp(t) of the production choke 1.
Den neste firkant viser at fuzzy-styreenheten på grunnlag av den målte gasstrømningshastighet Qig(t) beregner strupermarginen Cm(t). The next square shows that the fuzzy controller calculates the throttle margin Cm(t) on the basis of the measured gas flow rate Qig(t).
Senere verifiserer fuzzy-styreenheten FCU om den virkelige struperposisjon Cp(t) ligger under strupermarginen Cm(t). Later, the fuzzy control unit FCU verifies whether the real throttle position Cp(t) lies below the throttle margin Cm(t).
Dersom dette er tilfelle, vil fuzzy-styreenheten FCU redusere referanseverdien for foringsrørhodetrykket CHP sp(t) for PID-styreenheten, mens den nevnte referanseverdi CHP sp(t) vil bli øket dersom dette ikke er tilfelle. If this is the case, the fuzzy control unit FCU will reduce the reference value for the casing head pressure CHP sp(t) for the PID control unit, while the mentioned reference value CHP sp(t) will be increased if this is not the case.
PID-styreenheten verifiserer senere hvorvidt det målte foringsrørhodetrykk CHP er lavere enn referanseverdien CHP sp(t) som tilføres av fuzzy-styreenheten FCU. The PID control unit later verifies whether the measured casing head pressure CHP is lower than the reference value CHP sp(t) supplied by the fuzzy control unit FCU.
Dersom dette er tilfelle, vil PID-styreenheten redusere struperåpningen Cp(t), mens PID-styreenheten vil øke struperåpningen dersom dette ikke er tilfelle. If this is the case, the PID control unit will reduce the throttle opening Cp(t), while the PID control unit will increase the throttle opening if this is not the case.
Målings- og styresyklusen gjentas deretter etter et valgt tidsintervall, og de samme trinn av prosedyren som er angitt i flytskjemaet, tas på nytt. The measurement and control cycle is then repeated after a selected time interval, and the same steps of the procedure indicated in the flowchart are taken again.
Oppførselen av styremodulen ifølge oppfinnelsen ble testet i en miniatyrisert brønn i hvilken vann ble produsert via et 18 meter høyt stigerør, og i hvilken luft ble injisert som løftegass via et ringrom som omga røret for å forsterke strømmen av vann gjennom stigerøret. The behavior of the control module according to the invention was tested in a miniaturized well in which water was produced via an 18 meter high riser, and into which air was injected as lifting gas via an annulus that surrounded the pipe to enhance the flow of water through the riser.
Under eksperimentet var løftegassinjeksjonshastigheten Qig 15 m<3> per døgn, og produktivitetsindeksen PI, simulert med en variabel restriksjon eller begrensning, var 10 m<3> per døgn per bar. During the experiment, the lift gas injection rate Qig was 15 m<3> per day, and the productivity index PI, simulated with a variable restriction or limitation, was 10 m<3> per day per bar.
Diagrammet som er vist på fig. 4, viser responsen av foringsrørhodetrykket CHP og fluidproduksjonshastigheten Qprod på forskjellige innstillinger av produksjonsstruperen ved toppen av stigerøret. Den horisontale akse i diagrammet representerer medgått tid, i sekunder. Den vertikale akse inneholder en skala på 0-100 enheter som representerer både åpningen Cp av produksjonsstruperen (i %), det målte foringsrørhodetrykk CHP ganger en faktor 50 (i bar), og fluidproduksjonshastigheten Qprod ganger en faktor 10 (i m<3 >per dag). The diagram shown in fig. 4, shows the response of the casing head pressure CHP and the fluid production rate Qprod to different settings of the production choke at the top of the riser. The horizontal axis in the diagram represents elapsed time, in seconds. The vertical axis contains a scale of 0-100 units representing both the opening Cp of the production choke (in %), the measured casing head pressure CHP times a factor of 50 (in bar), and the fluid production rate Qprod times a factor of 10 (in m<3>per day ).
Ved starten av eksperimentet, mellom t = 0 og 240 s, var produksjonsstruperposisjonen Cp fiksert på 60 % åpen. Uten dynamisk styring var en fast struperinnstilling på 60 % nødvendig for å oppnå stabil produksjon. At the start of the experiment, between t = 0 and 240 s, the production throttle position Cp was fixed at 60% open. Without dynamic control, a fixed throttle setting of 60% was necessary to achieve stable production.
Diagrammet viser at med denne struperinnstilling var produksjonshastigheten Qprod stabil og i gjennomsnitt lik 1,9 m<3>/dag. The diagram shows that with this throttle setting the production rate Qprod was stable and on average equal to 1.9 m<3>/day.
Ved t = 240 s ble styremodulen koplet inn og oppnådde en optimal struperinnstilling Cp = 91 % åpen ved t = 420 s. At t = 240 s, the control module was engaged and achieved an optimal throttle setting Cp = 91% open at t = 420 s.
Ved dette tidspunkt var den gjennomsnittlige produksjon Qprod lik 3 m<3> per dag, hvilket representerer en produksjonsøkning på 55 %. At this point, the average production Qprod was equal to 3 m<3> per day, which represents a production increase of 55%.
Ved t = 660 s ble styremodulen koplet fra, og struperinnstillingen forble fiksert på 91 % åpen. Diagrammet viser at produksjonen ble ustabil og produksjonshastigheten Qprod falt til ca. 1,4 m3 per dag. At t = 660 s, the control module was disconnected and the throttle setting remained fixed at 91% open. The diagram shows that production became unstable and the production rate Qprod fell to approx. 1.4 m3 per day.
Ved t = 960 s ble styremodulen koplet inn på nytt. Den detekterte at det ikke var noen gassinjeksjon nede i brønnen, på grunn av at foringsrørhodetrykket CHP steg og styremodulen åpnet produksjonsstruperen fullstendig. Når løftegassinjeksjon nede i brønnen startet på nytt og foringsrørhodetrykket CHP således falt, lukket styremodulen delvis struperen og åpnet den igjen for å oppnå stabil og optimal produksjon på nytt med en hastighet på ca. 3 m3 per dag. At t = 960 s, the control module was connected again. It detected that there was no gas injection down the well, due to the CHP casing head pressure rising and the control module fully opening the production choke. When lift gas injection down the well restarted and the casing head pressure CHP thus dropped, the control module partially closed the throttle and opened it again to achieve stable and optimal production again at a rate of approx. 3 m3 per day.
Man vil forstå at den kontinuerlige eller intermitterende variasjon av produksjonsstruperåpningen forbruker en vesentlig effektmengde. It will be understood that the continuous or intermittent variation of the production throttle consumes a significant amount of power.
Dersom brønnen er beliggende på et fjerntliggende sted og elektrisk effekt ikke er lettvint tilgjengelig, kan effekt for påvirkning av produksjonsstruperen genereres ved hjelp av en motor med positiv fortrengning eller en annen roterende kraftgenerator som benytter det forhøyede trykk av løftegassen i løftegassinjeksjonsledningen som kraftkilde. Innløpet til motoren eller generatoren er fortrinnsvis forbundet med løftegassledningen, og dens utløp med det oljeproduserende rør. If the well is located in a remote location and electrical power is not readily available, power to actuate the production choke can be generated using a positive displacement engine or another rotary power generator that uses the elevated pressure of the lift gas in the lift gas injection line as a power source. The inlet to the engine or generator is preferably connected to the lift gas line, and its outlet to the oil-producing pipe.
Styresystemet ifølge oppfinnelsen er også egnet for anvendelse på en brønn som omfatter flere råoljeproduserende rør som produserer råolje fra forskjellige steder i et reservoar. En slik brønn med flere kompletteringer kan produsere råolje enten fra forskjellige innstrømningsområder langs et eneste borehull, eller fra forskjellige innstrømningsområder langs forskjellige grener nede i brønnen. I et slik tilfelle kan forskjellige produksjonsrør være anordnet konsentrisk i den øvre del av brønnen, og løftegass kan injiseres ved forskjellige dybder inn i produksjonsrørene via det ringformede rom som er dannet mellom det ytterste produksjonsrør og brønnforingsrøret. Dersom hvert produksjonsrør i et slikt tilfelle er forsynt med et styresystem ifølge oppfinnelsen, som innstiller åpningen av en produksjonsstruper nær toppen av det aktuelle produksjonsrør på den måte som er beskrevet under henvisning til tegningene, oppnås en stabil gassinnsprøyting og en optimal råoljeproduksjon i hvert av produksjonsrørene. The control system according to the invention is also suitable for use on a well comprising several crude oil producing pipes which produce crude oil from different locations in a reservoir. Such a well with several completions can produce crude oil either from different inflow areas along a single borehole, or from different inflow areas along different branches down the well. In such a case, different production pipes can be arranged concentrically in the upper part of the well, and lifting gas can be injected at different depths into the production pipes via the annular space formed between the outermost production pipe and the well casing. If each production pipe in such a case is provided with a control system according to the invention, which sets the opening of a production throttle near the top of the production pipe in question in the manner described with reference to the drawings, a stable gas injection and an optimal crude oil production is achieved in each of the production pipes .
Claims (6)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP95202038A EP0756065A1 (en) | 1995-07-24 | 1995-07-24 | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
| PCT/EP1996/003285 WO1997004212A1 (en) | 1995-07-24 | 1996-07-23 | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO980301D0 NO980301D0 (en) | 1998-01-23 |
| NO980301L NO980301L (en) | 1998-03-24 |
| NO311450B1 true NO311450B1 (en) | 2001-11-26 |
Family
ID=8220529
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19980301A NO311450B1 (en) | 1995-07-24 | 1998-01-23 | System for controlling the production of crude oil from a gas-lifted oil well |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (2) | EP0756065A1 (en) |
| CA (1) | CA2226289C (en) |
| EA (1) | EA000484B1 (en) |
| MY (1) | MY119607A (en) |
| NO (1) | NO311450B1 (en) |
| OA (1) | OA10655A (en) |
| WO (1) | WO1997004212A1 (en) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO982973D0 (en) * | 1998-06-26 | 1998-06-26 | Abb Research Ltd | Oil well device |
| FR2783559B1 (en) | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | METHOD FOR CONDUCTING A HYDROCARBON TRANSPORT DEVICE BETWEEN PRODUCTION MEANS AND A TREATMENT UNIT |
| FR2783557B1 (en) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | CONDUCT METHOD OF AN ACTIVE HYDROCARBON PRODUCTION WELL BY GAS INJECTION |
| US6182756B1 (en) | 1999-02-10 | 2001-02-06 | Intevep, S.A. | Method and apparatus for optimizing production from a gas lift well |
| NO313677B1 (en) | 2000-12-06 | 2005-10-24 | Abb Research Ltd | Sly control |
| FR2822191B1 (en) | 2001-03-19 | 2003-09-19 | Inst Francais Du Petrole | METHOD AND DEVICE FOR NEUTRALIZING BY CONTROLLED GAS INJECTION, THE FORMATION OF LIQUID CAPS AT THE FOOT OF A RISER CONNECTING TO A POLYPHASIC FLUID CONDUIT |
| MY129058A (en) | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
| RU2386016C2 (en) | 2004-12-21 | 2010-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Flow regulation of multiphase fluid medium, supplied from well |
| GB2429797B (en) * | 2005-08-31 | 2010-09-08 | Genesis Oil And Gas Consultant | Pipeline control system |
| FR2942265B1 (en) | 2009-02-13 | 2011-04-22 | Total Sa | HYDROCARBON PRODUCTION FACILITY DRIVING METHOD |
| CN105934559B (en) * | 2013-10-11 | 2019-10-18 | 莱瑟制造有限公司 | Convert valve system and the method for gas production |
| FR3011874B1 (en) * | 2013-10-14 | 2015-11-06 | Total Sa | HYDROCARBON PRODUCTION FACILITY, PRODUCTION METHOD AND UPGRADE METHOD |
| WO2016084054A1 (en) | 2014-11-30 | 2016-06-02 | Abb Technology Ltd. | Method and system for maximizing production of a well with a gas assisted plunger lift |
| AU2015387477A1 (en) * | 2015-03-25 | 2017-09-07 | Landmark Graphics Corporation | Fuzzy logic flow regime identification and control |
| CA3075655A1 (en) | 2017-09-15 | 2019-03-21 | IntelliGas CSM Services Limited | System and method for low pressure gas lift artificial lift |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2298834A (en) * | 1940-05-24 | 1942-10-13 | Standard Oil Dev Co | Means for producing oil wells |
| WO1988000277A1 (en) * | 1986-07-07 | 1988-01-14 | B.W.N. Vortoil Pty. Ltd. | Method for startup of production in an oil well |
| US5172717A (en) * | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
| FR2672936B1 (en) * | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | METHOD FOR CONTROLLING THE PRODUCTION FLOW OF AN OIL WELL. |
-
1995
- 1995-07-24 EP EP95202038A patent/EP0756065A1/en not_active Withdrawn
-
1996
- 1996-07-22 MY MYPI96003001A patent/MY119607A/en unknown
- 1996-07-23 EA EA199800149A patent/EA000484B1/en not_active IP Right Cessation
- 1996-07-23 EP EP96927604A patent/EP0840836B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-23 WO PCT/EP1996/003285 patent/WO1997004212A1/en active IP Right Grant
- 1996-07-23 CA CA002226289A patent/CA2226289C/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-01-23 NO NO19980301A patent/NO311450B1/en not_active IP Right Cessation
- 1998-01-23 OA OA9800009A patent/OA10655A/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| OA10655A (en) | 2002-09-19 |
| EP0756065A1 (en) | 1997-01-29 |
| CA2226289A1 (en) | 1997-02-06 |
| CA2226289C (en) | 2008-01-15 |
| MY119607A (en) | 2005-06-30 |
| EP0840836B1 (en) | 2000-10-11 |
| NO980301L (en) | 1998-03-24 |
| EP0840836A1 (en) | 1998-05-13 |
| EA199800149A1 (en) | 1998-08-27 |
| WO1997004212A1 (en) | 1997-02-06 |
| NO980301D0 (en) | 1998-01-23 |
| EA000484B1 (en) | 1999-08-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO311450B1 (en) | System for controlling the production of crude oil from a gas-lifted oil well | |
| CN110388189B (en) | Intelligent throttling well-killing method and device for overflow of high-temperature high-pressure deep well drilling | |
| US5735346A (en) | Fluid level sensing for artificial lift control systems | |
| US5871048A (en) | Determining an optimum gas injection rate for a gas-lift well | |
| US5937946A (en) | Apparatus and method for enhancing fluid and gas flow in a well | |
| RU2220278C2 (en) | Method controlling oil and gas producing well activated by gas drive | |
| CA2989674C (en) | Gas compression system for wellbore injection, and method for optimizing intermittent gas lift | |
| AU2013405486B2 (en) | Well control system | |
| US20200277844A1 (en) | Apparatus and methods for operating gas lift wells | |
| CN104196506A (en) | Injection and production parameter joint debugging method, device and system for SAGD single well set | |
| NO972447L (en) | Brönnboresystem | |
| US6209642B1 (en) | Apparatus and method for enhancing fluid and gas recovery in a well | |
| CN111364941B (en) | Shale gas well wellhead pressure control method and control system thereof | |
| CN107860540B (en) | A kind of multipurpose deep water test string is interior to flow self-excited vibration experiment simulator | |
| CN210768665U (en) | Intelligent throttling well killing device for high-temperature high-pressure deep well drilling overflow | |
| NO303358B1 (en) | Procedure for regulating the production of an oil well | |
| EA005350B1 (en) | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well | |
| CA2692972C (en) | Method for controlling a hydrocarbons production installation | |
| CN112065360A (en) | Method for optimizing intermittent production system of low-permeability water-producing gas reservoir gas well | |
| NO328004B1 (en) | Method of controlling a device for transporting hydrocarbons between production agents and a processing plant | |
| GB2276675A (en) | Control of gas-lift wells | |
| CN102191933B (en) | Process for measuring and controlling produced gas of coal bed gas well | |
| CN208594914U (en) | Oil well gas lift control device | |
| RU1779798C (en) | Method of fluid feed from well by gas-lift | |
| RU2208135C2 (en) | Method of gas-lift oil production with automatic control of well production potentialities |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |