RU2607326C1 - Method of optimising process mode of operation of gas and gas condensate wells - Google Patents
Method of optimising process mode of operation of gas and gas condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607326C1 RU2607326C1 RU2015146237A RU2015146237A RU2607326C1 RU 2607326 C1 RU2607326 C1 RU 2607326C1 RU 2015146237 A RU2015146237 A RU 2015146237A RU 2015146237 A RU2015146237 A RU 2015146237A RU 2607326 C1 RU2607326 C1 RU 2607326C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wells
- field
- parameters
- actual
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 23
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims description 15
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 7
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000013139 quantization Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 230000026676 system process Effects 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 36
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000010845 search algorithm Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
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)
- Geophysics (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of gas and gas condensate fields to control the technical condition of wells and operational changes in the technological mode of their operation.
Известен способ оптимизации технологического режима эксплуатации скважин, включающий определение основных технологических ограничений на работу скважин (наличие подошвенной воды, многопластовость с существованием или отсутствием гидродинамической связи между пластами, наличие коррозионно-активных компонентов, близость контурных вод, возможность и пределы устойчивости пластов к разрушению, коллекторские свойства пластов, пластовое давление и температуру, температуру окружающей ствол скважины среды, количество жидких компонентов в газе, свойства газа и жидких компонентов), выбор для каждой скважины одного из четырех видов технологического режима, режим постоянного градиента на забое скважины для рыхлых склонных, к разрушению коллекторов, режим постоянной депрессии на пласт в случае наличия подошвенной и краевой вод, деформации пласта, образования газовых гидратов, режим постоянного забойного давления в случае, когда дальнейшее снижение пластового давления нежелательно вследствие выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений, режим постоянной скорости фильтрации на забое, используемый в качестве условия для выноса песка. (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499, стр. 459-462).A known method of optimizing the technological mode of operation of wells, including determining the main technological limitations on the operation of wells (the presence of bottom water, multilayer with the presence or absence of hydrodynamic connection between the layers, the presence of corrosive components, the proximity of the contour water, the possibility and limits of the stability of the layers to destruction, reservoir reservoir properties, reservoir pressure and temperature, temperature of the environment surrounding the wellbore, amount of liquid components in gas, properties of gas and liquid components), the choice of one of the four types of technological regime for each well, the constant gradient mode at the bottom of the well for loose prone reservoirs, fracture of the reservoir in the case of bottom and marginal water, formation deformation , formation of gas hydrates, constant bottomhole pressure mode in the case when a further decrease in reservoir pressure is undesirable due to condensation during the development of gas condensate fields, constant filtration rate constant bottomhole used as a condition for the sand. (A.I. Gritsenko, Z.S. Aliyev, O.M. Ermilov, V.V. Remizov, G.A. Zotov. Guide to the study of wells. - M .: Nauka, 1995, p. 499, p. 459-462).
Существенным недостатком способа является отсутствие оптимизации распределения отборов по фонду скважин с учетом взаимовлияния скважин через пластовую систему и систему сбора газа.A significant disadvantage of this method is the lack of optimization of the distribution of production over the well stock, taking into account the mutual influence of the wells through the reservoir system and the gas collection system.
Наиболее близким к заявляемому решению является способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин с использованием программного комплекса (ПК) «Техрежим» (Кирсанов С.А., Худяков В.Н. Решетникова О.Л. Управление разработкой месторождения с использованием системы интегрированного моделирования. // Журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - М.: ОАО «Газпром Промгаз» - №1, 2012, - с. 43-50), представляющего собой клиент - серверное приложение, источником данных для которого является серверная часть ПК «web - Промысел». Ее основное назначение: определение оптимальных условий работы скважин и газотранспортной сети, обеспечивающих заданный отбор газа; определение максимально возможного отбора газа при текущем состоянии газового промысла и соблюдении всех технологических требований к работе оборудования; уточнение уровней отбора при добуривании скважин или реконструкции газотранспортной сети. Данный комплекс является оболочкой пользователя, предоставляющей дружественный интерфейс, использующий в качестве расчетного ядра программный комплекс PipeSIM. ПК разработан с использованием интерфейса Open Link симулятора PipeSIM и позволяет проводить быструю настройку моделей газосборной сети (ГСС) (автоматическую загрузку в модель конструкции скважин, инклинометрии, геотермальной кривой, расчет фильтрационных коэффициентов А и В по последним корректным гидродинамическим исследованиям). В процессе настройки и адаптации моделей проводят серии расчетов, в результате чего определяют методики вертикального и горизонтального течения многофазного потока в ГСС, обеспечивающие наилучшую сходимость результатов.Closest to the claimed solution is a method of optimizing the technological mode of operation of gas and gas condensate wells using the Tekhrezhim software package (PC) (SA Kirsanov, VN Khudyakov, OL Resetnikova Management of field development using an integrated modeling system . // Journal “Science and Technology in the Gas Industry.” - M .: OAO Gazprom Promgaz - No. 1, 2012, pp. 43-50), which is a client-server application, the data source for which is the server part PC "web - Fishing. ” Its main purpose is to determine the optimal conditions for the operation of wells and the gas transmission network, providing a given gas selection; determination of the maximum possible gas extraction in the current state of the gas field and compliance with all technological requirements for the operation of the equipment; clarification of extraction levels when drilling wells or reconstructing the gas transmission network. This complex is a user shell that provides a user-friendly interface that uses the PipeSIM software package as a calculation kernel. The PC was developed using the Open Link interface of the PipeSIM simulator and allows for quick configuration of gas gathering network (GSS) models (automatic loading of well design, inclinometry, geothermal curve into the model, calculation of filtration coefficients A and B according to the latest correct hydrodynamic studies). In the process of setting up and adapting models, a series of calculations is carried out, as a result of which the methods of vertical and horizontal multiphase flow in the GSS are determined, which ensure the best convergence of the results.
Для проверки корректности моделей производят считывание с датчиков как мгновенных, так и среднесуточных значений телеметрии, модуль считывания рапортов скважин. Расчет режима по загруженным значениям важен тем, что позволяет инженеру принимать решение о корректности прогнозного расчета, локализовать проблему, т.е. определить проблемный шлейф.To verify the correctness of the models, both instantaneous and daily average telemetry values are read from the sensors, and a well report reading module is read. The calculation of the mode according to the loaded values is important in that it allows the engineer to make a decision on the correctness of the predictive calculation, to localize the problem, i.e. identify a problem loop.
Адаптацию проводят во время автоматического обновления модели, в результате чего модели всегда содержат актуальную информацию по конструкции, инклинометрии, геотермальных характеристиках скважин, условиях окружающей среды, подбирается наилучшее корректное гидродинамическое исследование из проведенных.Adaptation is carried out during the automatic update of the model, as a result of which the models always contain relevant information on the design, inclinometry, geothermal characteristics of the wells, environmental conditions, the best correct hydrodynamic study is selected from the conducted ones.
ПК предоставляет возможность расчета технологического режима по 3 сценариям, определяемым целевым параметром: по заданному давлению на пункте запорно-регулирующей арматуры (ЗПА); по заданному расходу газа шлейфов; по заданному суммарному дебиту скважин по промыслу (существует возможность объединения шлейфов в группы, что позволяет регулировать работу группы в целом).The PC provides the ability to calculate the technological mode according to 3 scenarios determined by the target parameter: according to the given pressure at the point of shut-off and control valves (ZPA); at a given gas flow rate of loops; for a given total production rate of wells in the field (there is the possibility of combining loops into groups, which allows you to regulate the work of the group as a whole).
Первые два сценария рассматривают как вспомогательные, предназначенные для оценочных, проверочных и экспертных расчетов технологического режима. В них реализован прямой расчет параметров работы промысла, без осуществления оптимизации добычи промысла и установки ограничений.The first two scenarios are considered as auxiliary, designed for assessment, verification and expert calculations of the technological regime. They implemented a direct calculation of the parameters of the operation of the field, without optimizing the production of the field and setting limits.
При расчете по третьему сценарию решают следующие задачи. Подбор значений давления на ЗПА по шлейфам и отбора газа по скважине (при штуцировании скважин), таких чтобы количество газа отбираемого промыслом было равно заданному пользователем. Обеспечение работы скважин и ГСС промысла в пределах ограничивающих параметров (максимально возможная депрессия, минимальное и максимальное давление на ЗПА, минимальная и максимальная добыча по скважинам, учет выноса жидкости с забоя скважины). В случае если невозможно добиться режима без превышения ограничений, автоматически подбирается такой режим работы, при котором выход за пределы будет у наименее «весомого» параметра с «наименьшим» превышением.When calculating the third scenario, they solve the following problems. The selection of pressure values on the ZPA by loops and gas sampling from the well (when chucking wells), such that the amount of gas taken by the field is equal to the one set by the user. Ensuring the operation of wells and GSS fishing within the limits of the limiting parameters (the maximum possible depression, the minimum and maximum pressure on the ZPA, the minimum and maximum production in the wells, accounting for the removal of fluid from the bottom of the well). If it is impossible to achieve a mode without exceeding the limits, an operating mode is automatically selected in which the least “weighty” parameter with the “least” excess is exceeded.
Поиск решения обеих задач оптимизации осуществляется методом последовательного перебора с переменным шагом. Алгоритм «помнит» все предыдущие расчеты режима и на основании их принимает решение об изменении того или иного параметра, что необходимо для минимизации количества итераций расчета (запусков расчетчика PipeSIM). Для первой задачи целевой функцией является добыча газа по промыслу, а коэффициентом целевой функции отношение заданного отбора газа к рассчитанному симулятором. Для второй задачи целевая функция это минимизация превышения ограничивающих параметров в зависимости от их веса. Расчет режима работы ГСС производится с использованием параллельных вычислений, что позволило использовать преимущества многоядерных или многопроцессорных систем в отличие от расчета ГСС только в PipeSIM. Количество одновременных потоков расчета настраивается как пользователем самостоятельно, так и автоматически исходя из аппаратных возможностей компьютера. Программа позволяет выдать результат расчета в установленной отчетной форме (Excel MS Office).The search for solutions to both optimization problems is carried out by the method of sequential enumeration with a variable step. The algorithm “remembers” all previous calculations of the mode and, on the basis of them, makes a decision on changing a parameter, which is necessary to minimize the number of iterations of the calculation (PipeSIM runs). For the first task, the objective function is gas production by field, and the coefficient of the objective function is the ratio of the given gas extraction to that calculated by the simulator. For the second task, the objective function is to minimize the excess of the limiting parameters depending on their weight. The calculation of the operation mode of the GSS is performed using parallel calculations, which allowed using the advantages of multi-core or multiprocessor systems in contrast to the calculation of the GSS only in PipeSIM. The number of simultaneous calculation flows is configured both by the user independently and automatically based on the hardware capabilities of the computer. The program allows you to display the calculation result in the established reporting form (Excel MS Office).
Качество проведенных результатов расчета модели ГСС оценивают: по визуализации результатов расчета (насколько достигнуто значение целевого параметра); по сообщению программы о превышениях заданных пользователем ограничений; по цветовой индикации скважин работающих с превышением рабочих параметров в отчетной форме; по количеству остановившихся скважин, отображенному в таблице сводной информации.The quality of the results of the calculation of the GSS model is evaluated: by visualization of the calculation results (how far the value of the target parameter is achieved); according to a program message about exceeding user-specified limits; by color indication of wells operating in excess of operating parameters in a reporting form; by the number of stopped wells displayed in the summary information table.
Недостатком известного способа является наличие оптимизационного решения только для заданной величины отборов, что не дает возможности оперативно оптимизировать параметры режима работы скважин в условиях постоянно меняющегося уровня потребительского спроса на газ.The disadvantage of this method is the availability of an optimization solution only for a given value of production, which does not allow to optimally optimize the parameters of the well operating conditions in an ever-changing level of consumer demand for gas.
Контроль технологического режима на газовом или газоконденсатном месторождении осуществляется с помощью телеметрии. Если фонд скважин не оборудован телеметрией, то контроль рабочих параметров скважины производится с помощью ежемесячных прямых замеров. В этом случае частота замеров недостаточна для контроля работы фонда скважин, что может привести к выходу параметров работы скважины за допустимые ограничения технологического режима.The control of the technological regime in a gas or gas condensate field is carried out using telemetry. If the well stock is not equipped with telemetry, then the monitoring of the operating parameters of the well is carried out using monthly direct measurements. In this case, the frequency of measurements is insufficient to control the work of the well stock, which may lead to the well operating parameters exceeding the permissible limits of the technological regime.
Задачей, на решение которой направлено предполагаемое изобретение, является организация контроля параметров работы скважин и ГСС вне зависимости от наличия скважинной телеметрии, и обеспечение оперативного принятия решения при изменении технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин в условиях колебаний уровня потребительского спроса на газ.The task to be solved by the alleged invention is the organization of monitoring the parameters of the wells and GSS regardless of the availability of downhole telemetry, and ensuring prompt decision-making when changing the technological mode of operation of gas and gas condensate wells under fluctuations in the level of consumer demand for gas.
Технический результат - повышение эффективности промышленной безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и снижение риска возникновения аварийных ситуаций.The technical result is an increase in the industrial safety efficiency of the operation of gas and gas condensate wells and a decrease in the risk of emergency situations.
Технический результат достигается тем, что в способе оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин, включающем: считывание данных с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) телеметрии и телемеханики, загрузку и хранение в базе данных (БД) конструкции скважин и результатов исследований скважин, конструкции газосборной сети (ГСС), моделирование пластового давления в зонах расположения скважин с использованием гидродинамической модели месторождения или аппроксимационных моделей кустов скважин, которое осуществляют по данным планируемых и фактических отборов газа (по данным телеметрии), загрузку получаемых результатов в БД, которые используют для проведения адаптации модели системы внутрипромыслового сбора газа по фактическим данным эксплуатации, на основе которой оптимизируют параметры работы скважин и шлейфов, обеспечивая выполнение заданных целевых условий и соблюдение технологических ограничений и, учитывая их проводят установку указанных параметров методом ручного регулирования или с использованием средств телемеханики, согласно изобретению АСУ ТП интегрируют с программным комплексом, который имеет в своем составе модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин. АСУ ТП с помощью программного комплекса периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса и методом итераций приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы, при этом процесс опроса датчиков телеметрии и телемеханики и выработки на основании этих данных управляющего воздействия проводится не реже одного раза в течение 5 минут.The technical result is achieved in that in a method for optimizing the technological mode of operation of gas and gas condensate wells, including: reading data from servers of an automated process control system (ACS TP) of telemetry and telemechanics, loading and storing in the database (DB) well designs and research results wells, gas gathering network (GSS) designs, reservoir pressure modeling in the zones of wells location using the hydrodynamic model of the field or approximation simulation models of well clusters, which is carried out according to the planned and actual gas withdrawals (according to telemetry data), loading the obtained results into the databases, which are used to adapt the model of the field inflow gas collection system according to actual operating data, based on which the parameters of wells and loops are optimized , ensuring the fulfillment of the set target conditions and compliance with technological restrictions and, given them, they carry out the installation of these parameters by the method of manual regulation using a remotely controlled means, according to the invention automation is integrated with the software package which incorporates a reservoir system model, the pipeline gas collection system and a numerical calculation algorithm technological regime of the wells that provides determination of the optimal distribution of wells selections Facility. The automated process control system, using the software package, periodically, with a quantization step that is set taking into account the history of the operation of the field, checks the coincidence of the actual measured parameters of the operation of the field with their calculated values. If a discrepancy is detected when comparing the monitored parameters with their calculated values by an amount exceeding the maximum permissible values, the automated process control system carries out regulatory actions on the fishery while simultaneously launching the integrated software package and iterates the fishing into a state in which the difference between the actual and calculated values of its parameters operation fits into the limits permissible by technological restrictions, while the process of interrogating telemetry sensors and telemechanics and development based on these data of the control action is carried out at least once within 5 minutes.
Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь. Интегрирование АСУ ТП с программным комплексом, включающим модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, позволяет организовать контроль параметров работы скважин и своевременно принять оптимальное решение при изменении технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности эксплуатации скважин и снижает риск возникновения аварийных ситуаций.Between the distinguishing features and the achieved technical result, there is the following causal relationship. Integration of automatic process control systems with a software package that includes models of a reservoir system, an infield gas collection system and a numerical algorithm for calculating the technological mode of operation of wells allows you to organize control of the parameters of the wells and timely make the best decision when changing the technological mode of operation of gas and gas condensate wells, which increases the efficiency of industrial safe operation of wells and reduces the risk of emergencies.
Заявляемый способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин включает решение двух задач.The inventive method of optimizing the technological mode of operation of gas and gas condensate wells involves solving two problems.
Подбор значений давления на ЗПА по шлейфам и отбора газа по скважине (при штуцировании скважин) таких, чтобы количество газа отбираемого промыслом было равно заданному пользователем (центральной диспетчерской службой).The selection of pressure values on the ZPA by loops and gas sampling from the well (when connecting the wells) such that the amount of gas taken by the field is equal to the one set by the user (central dispatch service).
Обеспечение безостановочной работы скважин и ГСС промысла в пределах установленных ограничений на базовые параметры: максимальное и минимальное давление на ЗПА, максимальный и минимальный отбор по скважине, обеспечение выноса жидкости по стволу скважины полностью или начиная с башмака НКТ, а также не превышение максимальной депрессии на пласт.Ensuring non-stop operation of wells and GSS fishing within the established limits on the basic parameters: maximum and minimum pressure on the well, maximum and minimum selection for the well, ensuring the removal of fluid along the wellbore completely or starting from the tubing shoe, and also not exceeding the maximum depression on the formation .
Поиск решения обеих задач оптимизации осуществляют методом последовательного перебора с переменным шагом. Алгоритм «помнит» все предыдущие расчеты режима и на основании их принимает решение об изменении того или иного параметра, что позволяет минимизировать количество итераций расчета и вывод промысла на оптимальный режим эксплуатации с помощью АСУ ТП.The search for solutions to both optimization problems is carried out by sequential search with a variable step. The algorithm “remembers” all previous calculations of the regime and, on the basis of them, makes a decision on changing one or another parameter, which allows minimizing the number of iterations of the calculation and bringing the fishery to the optimal operating mode using ACS TP.
Алгоритм предлагаемого способа представлен на схеме.The algorithm of the proposed method is presented in the diagram.
Кластер расчета в данном случае составляют три или более компьютеров, находящихся в одной сети, которые посредством специально разработанного программного обеспечения выполняют расчет шлейфов таким образом, что задачи распределяются по свободным ядрам процессоров кластерных машин и выполняются параллельно. Благодаря такой организации работы компьютеров обеспечивается необходимая скорость выполнения расчетов (не более 3 минут на промысел) и возможность работы на месторождениях со сложной разветвленной ГСС.The calculation cluster in this case consists of three or more computers located on the same network, which, using specially developed software, perform loop calculation in such a way that tasks are distributed across the free cores of the processors of cluster machines and are executed in parallel. Thanks to such organization of the work of computers, the necessary speed of calculations is ensured (no more than 3 minutes per field) and the ability to work in fields with complex ramified GSS.
Контроль параметров работы скважин, системы сбора и выработки рекомендаций изменения технологического режима по заявляемому способу осуществляют следующим образом.Monitoring the parameters of the wells, the collection system and the development of recommendations for changing the technological mode of the present method is as follows.
В процессе эксплуатации месторождения данные газодинамических исследований скважин заносятся в специализированную базу данных. Кроме того, в данной базе содержится полная информация о конструкции скважин и сети сбора газа. Перед расчетом технологических режимов проводят следующие необходимые мероприятия: актуализируют фильтрационные модели пласта, проверяют данные ГСС. Проверяют наличие связи программного обеспечения с серверами АСУ ТП для бесперебойного доступа к данным телеметрии и телемеханики. Процесс опроса датчиков телеметрии и телемеханики и выработки на основании этих данных управляющего воздействия проводят не реже 1 раза в течение 5 минут.During the operation of the field, the data of gas-dynamic studies of the wells are recorded in a specialized database. In addition, this database contains complete information about the design of wells and the gas collection network. Before calculating the technological regimes, the following necessary measures are carried out: updating the reservoir models of the formation, checking the GSS data. They check the availability of software connection with process control servers for uninterrupted access to telemetry and telemechanics data. The process of interrogation of telemetry and telemechanics sensors and generation of control actions based on these data is carried out at least 1 time within 5 minutes.
По данным планируемых и фактических (данные телеметрии) отборов продукции производят расчет гидродинамической модели месторождения и результаты расчета пластового давления загружают в БД. В случае отсутствия гидродинамической модели используют экстраполяцию по замерам пластового давления и усредненный состав газа.According to the planned and actual (telemetry data) selection of products, a hydrodynamic model of the field is calculated and the results of the calculation of reservoir pressure are loaded into the database. In the absence of a hydrodynamic model, extrapolation using reservoir pressure measurements and an average gas composition are used.
Задают параметры расчета технологического режима, такие как: отбор пластового газа или газа сепарации по установке подготовки газа, параметры окружающей среды, минимальное и максимальное давление газа на входе установки ЗПА, минимальный и максимальный дебит пластового газа по скважине, максимальную допустимую депрессию на пласт.The parameters of the calculation of the technological regime are set, such as: extraction of formation gas or separation gas from the gas treatment unit, environmental parameters, the minimum and maximum gas pressure at the inlet of the ZPA installation, the minimum and maximum formation gas production rate in the well, and the maximum allowable depression on the formation.
Во время расчета алгоритм поиска решения на первом шаге итерации производит расчет максимально (по ограничению) разжатых шлейфов с целью определения максимальных продуктивных возможностей скважин.During the calculation, the solution search algorithm at the first step of the iteration calculates the maximum (by limitation) of the expanded loops in order to determine the maximum productive capabilities of the wells.
Далее проводится перераспределение добычи согласно данным телеметрии или рапорта, являющееся следующим шагом итерации расчета. По окончании данного расчета производится автоматическая проверка наличия шлейфов, по которым не удовлетворяются заданные граничные условия. В случае отсутствия таких шлейфов процедура расчета завершается и АСУ ТП передает данные на пульт оператора и при необходимости осуществляет управляющее воздействие на регуляторы шлейфов, оборудованных телемеханикой.Next, the redistribution of production is carried out according to telemetry or report, which is the next step in the iteration of the calculation. At the end of this calculation, an automatic check is made for the presence of loops for which the specified boundary conditions are not satisfied. In the absence of such loops, the calculation procedure is completed and the automatic process control system transmits data to the operator console and, if necessary, carries out a control action on the loop regulators equipped with telemechanics.
В случае если обнаружены шлейфы с отклонениями от заданных предельных значений параметров, запускается процедура поиска ближайшего режима работы шлейфа, удовлетворяющего граничным установкам.If loops with deviations from the specified limit values of the parameters are detected, the search procedure for the closest loop operating mode satisfying the boundary settings is started.
Данная процедура реализуется следующим образом. Осуществляется проверка давления на ЗПА с тем, чтобы оно не было ниже минимального по ограничению. В случае если давление получилось менее граничного, то давление на ЗПА устанавливается равным Р входному min и производится расчет параметров функционирования данного шлейфа с последующим выходом из процедуры. Если же давление на ЗПА не выходит за рамки ограничений, то производится проверка на превышение граничной депрессии.This procedure is implemented as follows. The pressure on the ZPA is checked so that it is not below the minimum limit. If the pressure is less than the boundary, then the pressure on the ZPA is set equal to P input min and the calculation of the functioning parameters of this loop is performed with the subsequent exit from the procedure. If the pressure on the PAD does not go beyond the limits, then a check is made for excess boundary depression.
В случае если выявлено превышение депрессии по шлейфу, проверяется добыча по скважинам, входящим в шлейф. Далее, если добыча скважин шлейфа не выходит за граничные параметры, алгоритм производит поиск режима зажатия шлейфа, корректируя давление на ЗПА, итерационно повторяя расчет. Если будут достигнуты допустимые граничные условия по добыче, процедура расчета заканчивается, происходит анализ предыдущих итераций расчета и выбирается режим работы с минимальным превышением депрессии, но в котором нет скважин, в которых добыча газа будет меньше минимальной, давление входа на шлейф будет выше Р вх. min.If an excess of depression in the plume is detected, production is checked for the wells included in the plume. Further, if the extraction of the plume wells does not go beyond the boundary parameters, the algorithm searches for the mode of clamping the plume, adjusting the pressure on the ZPA, repeating the calculation iteratively. If the permissible production boundary conditions are reached, the calculation procedure ends, the analysis of the previous iterations of the analysis is performed and the operating mode is selected with a minimum excess of depression, but in which there are no wells in which gas production will be less than the minimum, the inlet pressure to the loop will be higher than P in. min.
В случае отсутствия превышения депрессии по шлейфу также происходит анализ добычи скважин, работающих в этот шлейф. Только в этом случае производится вычисление разжатия режима работы шлейфа, если добыча хотя бы одной скважины в шлейфе меньше минимальной. И процесс повторяется до тех пор, пока проверку не пройдут все шлейфы промысла.In the absence of excess depression over the plume, an analysis is also made of the production of wells operating in this plume. Only in this case is the expansion of the loop operating mode calculated if the production of at least one well in the loop is less than the minimum. And the process is repeated until all the loops of the fishery pass the test.
После того как рассчитаны все шлейфы, осуществляется проверка соответствия их суммарной добычи заданному значению по промыслу. Если погрешность отклонения расчетной суммарной добычи от заданной величины превышает допустимую, то производится дополнительный шаг итерации расчета шлейфов. Результаты расчета используются АСУ ТП для регулирования параметров работы шлейфов.After all the loops have been calculated, the compliance of their total production with the given value for the fishery is checked. If the error in the deviation of the estimated total production from a given value exceeds the permissible, then an additional step is made for iterating the calculation of loops. The calculation results are used by ACS TP to control the loop operation parameters.
По окончании расчета данные скважин (пластовое давление, забойное давление, пластовая депрессия, устьевое давление, давление манифольда, температура смеси на манифольде, добыча пластового газа, добыча газа сепарации, газожидкостной фактор), а также шлейфов (давление и температура газа в шлейфе на входе в установку комплексной подготовки газа/установку предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ), добыча пластового газа и газа сепарации по шлейфу, добыча нестабильного конденсата по шлейфу) передаются в базу данных АСУ ТП с одновременной визуализацией их на мнемосхеме пульта оператора.At the end of the calculation, well data (reservoir pressure, bottomhole pressure, reservoir depression, wellhead pressure, manifold pressure, temperature of the mixture on the manifold, formation gas production, separation gas production, gas-liquid factor), as well as loops (pressure and temperature of the gas in the inlet loop to the complex gas treatment unit / gas pre-treatment unit (UKPG / UPPG), production of formation gas and loop gas separation, production of unstable condensate through the loop) are transferred to the automated process control system database simultaneously ualizatsiey them in a graphic operator panel.
По истечении заданного интервала времени (шага квантования) в зависимости от настройки системы и истории эксплуатации промысла согласно заявляемому способу интегрированный программный комплекс и АСУ ТП запускают контроль параметров фактической работы скважин. Он предусматривает опрос датчиков телеметрии с целью получения обратной связи и проведения уточняющего расчета и регулирования скважин. Например, в случае обнаружения работы какого-либо шлейфа в гидратном режиме, запускается вспомогательная процедура расчета шлейфа по заданному расходу газа. В этом случае в модели ГСС на ее выходе задается расход газа, который варьируется таким образом, чтобы подобрать режим работы, в результате которого скважины с обводненным забоем разжимаются и вода выносится на поверхность. В это же время для обеспечения суммарной добычи на установке подготовки газа происходит поджатие других «сильных» шлейфов, имеющих запас по скорости движения флюида. Критерием для корректировки дебита шлейфа в данном случае выступает поиск безгидратного режима работы скважин. Одновременно этот алгоритм определяет необходимое количество подачи метанола, значение которого АСУ ТП выводит на пульт оператора и подает на устье скважин.After a predetermined time interval (quantization step) has elapsed, depending on the system settings and field operation history, according to the claimed method, the integrated software package and the automatic process control system start monitoring the parameters of the actual operation of the wells. It provides for a survey of telemetry sensors in order to obtain feedback and conduct a refinement calculation and regulation of wells. For example, in the case of detection of the operation of any loop in the hydrated mode, an auxiliary procedure for calculating the loop according to the given gas flow rate is started. In this case, the gas flow rate at its outlet is set in the GSS model, which varies in such a way as to select the operating mode, as a result of which the wells with flooded bottom are unclenched and the water is carried to the surface. At the same time, in order to ensure total production at the gas treatment unit, other “strong” plumes are loaded, which have a margin of fluid velocity. The criterion for adjusting the flow rate of the plume in this case is the search for a non-hydrate mode of operation of the wells. At the same time, this algorithm determines the required amount of methanol supply, the value of which the automatic process control system displays on the operator’s panel and feeds it to the wellhead.
В ходе эксплуатации регулярно возникает задача оперативного прогноза расхода по шлейфам при изменении значений входных давлений на ЗПА. Для этого в системе предусмотрена процедура поиска технологического режима работы, при котором будут соблюдаться ограничения по давлению на входе в установку подготовки газа. В данном случае в модели ГСС устанавливается давление на ЗПА для каждого из шлейфов, участвующих в расчете. Рассчитанное ранее в гидродинамической модели пластовое давление по каждой скважине и фильтрационные коэффициенты, заложенные на основании газодинамических исследований, дают продуктивные характеристики скважин. На их основе запускается вышеописанная процедура поиска ближайшего режима работы шлейфа, удовлетворяющего граничным установкам. По окончании работы данной процедуры полученные результаты передаются в АСУ ТП и выводятся на пульт оператора. На основании этих данных оператор принимает решение о возможности корректировки режима работы того либо иного шлейфа. Если в результате расчета будут получены неудовлетворительные результаты по выносу жидкости, происходит самозадавливание и останов каких-либо скважин в шлейфе, в АСУ ТП приходит предупреждающее сообщение, которое выводится на пульт оператора. На основании его оператор осуществляет корректировку давления на входе проблемного шлейфа и процесс выработки решения итерационно повторяется.During operation, the problem of the operational flow rate forecast for loops when changing the input pressure values at the ZPA regularly arises. To this end, the system provides a procedure for searching for a technological mode of operation, in which pressure restrictions at the inlet to the gas treatment unit will be observed. In this case, in the GSS model, the pressure on the ZPA is set for each of the loops involved in the calculation. The reservoir pressure calculated earlier in the hydrodynamic model for each well and the filtration coefficients based on gas-dynamic studies give productive characteristics of the wells. On their basis, the above-described procedure for searching for the closest loop operating mode satisfying the boundary settings is launched. At the end of this procedure, the results are transmitted to the automatic process control system and displayed on the operator’s console. Based on these data, the operator decides on the possibility of adjusting the operating mode of a particular loop. If, as a result of the calculation, unsatisfactory fluid removal results are obtained, self-stopping and shutdown of any wells in the loop occurs, a warning message arrives in the automated process control system, which is displayed on the operator console. Based on it, the operator adjusts the pressure at the inlet of the problem loop and the decision-making process is iteratively repeated.
Оператор в этом случае производит экспертный анализ информации и выдает задание либо на еще одну итерацию счета с уточненными граничными параметрами, либо команды на регулирование режима работы скважин. В случае комплектации системы аппаратным обеспечением для передачи управляющего воздействия осуществляется автоматическое регулирование дебитов шлейфов, оборудованных телемеханикой.In this case, the operator performs an expert analysis of the information and issues a task either for yet another iteration of the account with the specified boundary parameters, or commands for regulating the operation mode of the wells. If the system is equipped with hardware for transmitting control, automatic control of the rates of loops equipped with telemechanics is carried out.
Применение данного способа позволяет оперативно контролировать состояние разработки месторождения и состояние эксплуатационных скважин в реальном масштабе времени и принимать оперативные управляющие решения по их комплексной оптимальной эксплуатации с учетом требований центральной диспетчерской службы, обеспечивая максимально высокий коэффициент извлечения газа и газового конденсата месторождения с максимальным уровнем техногенной безопасности. Существенно снижается риск потенциальных ошибок оператора при управлении всем комплексом добычи газа.The application of this method allows you to quickly monitor the state of field development and the state of production wells in real time and make operational control decisions for their integrated optimal operation, taking into account the requirements of the central dispatch service, ensuring the highest gas and gas condensate recovery ratio with the highest level of technological safety. The risk of potential operator errors when managing the entire gas production complex is significantly reduced.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146237A RU2607326C1 (en) | 2015-10-27 | 2015-10-27 | Method of optimising process mode of operation of gas and gas condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146237A RU2607326C1 (en) | 2015-10-27 | 2015-10-27 | Method of optimising process mode of operation of gas and gas condensate wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2607326C1 true RU2607326C1 (en) | 2017-01-10 |
Family
ID=58452505
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015146237A RU2607326C1 (en) | 2015-10-27 | 2015-10-27 | Method of optimising process mode of operation of gas and gas condensate wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2607326C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2682819C1 (en) * | 2018-06-18 | 2019-03-21 | Публичное акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method and system of mode control of the underground gas storage exploitation |
| RU2713553C1 (en) * | 2019-06-06 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of increase of condensate output by exploited oil and gas condensate deposit object |
| CN112112639A (en) * | 2019-06-21 | 2020-12-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for determining formation pressure under condensate gas reservoir circulating gas injection condition |
| RU2743685C1 (en) * | 2020-07-07 | 2021-02-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for intellectualization of gas and gas-condensate fields |
| RU2747019C1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for justification of field operating practices |
| RU2754741C1 (en) * | 2021-03-12 | 2021-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Method for adaptation of geological and hydrodynamic reservoir model |
| RU2798646C1 (en) * | 2022-05-17 | 2023-06-23 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method for control of gas production in a multilayer field and a system for its implementation |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU857452A1 (en) * | 1979-04-27 | 1981-08-23 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский Институт И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | System for control of gas-lift well mode |
| US4738313A (en) * | 1987-02-20 | 1988-04-19 | Delta-X Corporation | Gas lift optimization |
| RU2014448C1 (en) * | 1991-04-30 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of optimizing gas-lift well operation duty |
| RU2066738C1 (en) * | 1993-05-26 | 1996-09-20 | Устюжанин Александр Михайлович | Method for operation of gas-lift well system |
-
2015
- 2015-10-27 RU RU2015146237A patent/RU2607326C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU857452A1 (en) * | 1979-04-27 | 1981-08-23 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский Институт И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | System for control of gas-lift well mode |
| US4738313A (en) * | 1987-02-20 | 1988-04-19 | Delta-X Corporation | Gas lift optimization |
| RU2014448C1 (en) * | 1991-04-30 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of optimizing gas-lift well operation duty |
| RU2066738C1 (en) * | 1993-05-26 | 1996-09-20 | Устюжанин Александр Михайлович | Method for operation of gas-lift well system |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| КИРСАНОВ С.А. И ДР., Управление разработкой месторождения с использованием системы интегрированного моделирования, Наука и техника в газовой промышленности, Москва, N1, 2012, с.43-50; * |
| КИРСАНОВ С.А. И ДР., Управление разработкой месторождения с использованием системы интегрированного моделирования, Наука и техника в газовой промышленности, Москва, N1, 2012, с.43-50;RU 2014448 C1, 15.06.1994. * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2682819C1 (en) * | 2018-06-18 | 2019-03-21 | Публичное акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method and system of mode control of the underground gas storage exploitation |
| RU2713553C1 (en) * | 2019-06-06 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of increase of condensate output by exploited oil and gas condensate deposit object |
| CN112112639A (en) * | 2019-06-21 | 2020-12-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for determining formation pressure under condensate gas reservoir circulating gas injection condition |
| CN112112639B (en) * | 2019-06-21 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Formation pressure determination method and system under condensate gas reservoir circulating gas injection condition |
| RU2747019C1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for justification of field operating practices |
| RU2743685C1 (en) * | 2020-07-07 | 2021-02-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for intellectualization of gas and gas-condensate fields |
| RU2754741C1 (en) * | 2021-03-12 | 2021-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Method for adaptation of geological and hydrodynamic reservoir model |
| RU2798646C1 (en) * | 2022-05-17 | 2023-06-23 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method for control of gas production in a multilayer field and a system for its implementation |
| RU2818962C1 (en) * | 2023-08-29 | 2024-05-07 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method of controlling development of multi-formation gas deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2607326C1 (en) | Method of optimising process mode of operation of gas and gas condensate wells | |
| Bieker et al. | Real-time production optimization of oil and gas production systems: A technology survey | |
| RU2686820C2 (en) | System and method of adjusting process models | |
| US10055684B2 (en) | System and method for using an artificial neural network to simulate pipe hydraulics in a reservoir simulator | |
| ES2873940T3 (en) | Demand management system for fluid networks | |
| BR112020011155A2 (en) | modeling of oil and gas networks | |
| RU2614338C1 (en) | Method of real-time control of reservoir flooding | |
| NO20130540A1 (en) | Air gas optimization with shock control | |
| EP3339565B1 (en) | Systems and methods for assessing production and/or injection system startup | |
| Camponogara et al. | An automation system for gas-lifted oil wells: Model identification, control, and optimization | |
| EP3803282A1 (en) | Systems and methods for cloud based centralized gas flow monitoring and control | |
| Martins et al. | A multi-model approach to Saint-Venant equations: A stability study by LMIs | |
| Codas et al. | A two-layer structure for stabilization and optimization of an oil gathering network | |
| RU2713553C1 (en) | Method of increase of condensate output by exploited oil and gas condensate deposit object | |
| US20160179751A1 (en) | Viariable structure regression | |
| Patel et al. | Real-time production optimization of steam-assisted-gravity-drainage reservoirs using adaptive and gain-scheduled model-predictive control: An application to a field model | |
| Bimani et al. | Case study toward digital oil field: how the ESP operation is changing by using automatic well models in PDO's ESP fields | |
| Abbasinejad et al. | Optimum maintenance interval determination for field instrument devices in oil and gas industries based on expected utility theory | |
| Flores-Salazar et al. | A multiperiod planning model for gas production system | |
| RU2414408C2 (en) | Method and regulator for operation of subterranean gas storage | |
| CA3026694C (en) | Advanced control of steam injection network | |
| US20150324818A1 (en) | Long-Term Flow Assurance In A Transportation System | |
| Bieker | Topics in offshore oil production optimization using real-time data | |
| CN116090672B (en) | Production scheme optimization method, system, equipment and terminal of underwater production system | |
| RU2682819C1 (en) | Method and system of mode control of the underground gas storage exploitation |