Field-wide gas lift optimisation offshoreГрупповая оптимизация газлифта на шельфе

Starting pointТекущая ситуация

Total lift gas injection could not be increased. Gas lift wells raised oil using injected gas, which lightened the fluid column in the tubing. Gas for all wells came from the compressors on the central platform, and their capacity capped the total injection volume.Увеличить суммарный расход газлифтного газа было невозможно. Газлифтные скважины поднимали нефть за счёт закачиваемого газа: он облегчал столб жидкости в трубах. Газ для всех скважин подавали компрессоры центральной платформы, и их производительность ограничивала общий объём закачки.

Wells responded to gas differently. On some, additional gas gave a noticeable oil gain; on others, the gain levelled off quickly, and additional gas barely increased production. In addition, all wells flowed into a shared gathering network, so higher production at one well raised network pressure and reduced the rate of its neighbours. Any well could get more gas only at the expense of the others.Скважины по-разному реагировали на газ. На одних дополнительный газ давал заметный прирост нефти, на других прирост быстро прекращался, и дополнительный газ почти не увеличивал добычу. Кроме того, все скважины работали в общую систему сбора, поэтому рост добычи на одной скважине повышал давление в сети и снижал дебит соседних. Добавить газ одной скважине можно было только за счёт других.

Field-wide optimisation programmeПрограмма групповой оптимизации

Under the initial allocation, part of the gas went to wells where it barely increased production, while other wells could have produced more oil with additional injection.При исходном распределении часть газа поступала на скважины, где он почти не увеличивал добычу, тогда как другие скважины могли дать больше нефти при дополнительной закачке.

The field-wide optimisation algorithm treated the field as a single system. For each well, it calculated the gas return: how much oil the whole field gains from an additional unit of gas, taking into account the well's effect on its neighbours through the gathering network. Gas was then moved from wells with a low return to wells with a high one. The injection gas rate for each well served as the control input.Алгоритм групповой оптимизации рассматривал месторождение как единую систему. Для каждой скважины рассчитывалась отдача газа: сколько нефти получит всё месторождение от дополнительной единицы газа с учётом влияния этой скважины на соседние через систему сбора. Затем газ переносился со скважин с низкой отдачей на скважины с высокой. Управляющим воздействием служил расход закачиваемого газа на каждую скважину.

The reallocation continued until the return evened out across all producing wells. Total injection stayed within the compressor capacity throughout. As a result, the field produced more oil with the same total gas consumption.Перераспределение продолжалось, пока отдача не выровнялась по всем работающим скважинам. Суммарная закачка при этом оставалась в пределах производительности компрессоров. В результате месторождение стало добывать больше нефти при том же общем расходе газа.