Field-wide gas lift optimisation on an onshore fieldГрупповая оптимизация газлифта на материковом месторождении

Starting pointТекущая ситуация

Production was limited by strong interaction between wells through shared infrastructure. The output of all wells went into a common gathering network, and its pipelines were loaded unevenly.Добычу ограничивало сильное взаимное влияние скважин через общую инфраструктуру. Продукция всех скважин поступала в общую систему сбора, и её трубопроводы были загружены неравномерно.

When the rate at one well was increased, pressure in the shared pipelines rose and the rate of neighbouring wells fell. The constraint arose at the level of the whole system, and overall production dropped. The field was operating with excess gas: further increasing total lift gas injection was already reducing production rather than raising it.Когда на одной скважине увеличивали расход, давление в общих трубопроводах росло и дебит соседних скважин снижался. Ограничение возникало на уровне всей системы, и общий уровень добычи падал. Месторождение работало с избытком газа: дальнейшее увеличение суммарного расхода газлифтного газа уже приводило к снижению добычи, а не к её росту.

Field-wide optimisation programmeПрограмма групповой оптимизации

The optimisation target was the reallocation of rates between wells. Rates were reduced at wells that created a constraint in the gathering network and increased where pipeline load was lower.Объектом оптимизации было перераспределение расходов между скважинами. Расход снижали на скважинах, которые создавали ограничение в системе сбора, и увеличивали там, где загруженность трубопроводов была меньше.

The field-wide optimisation algorithm treated the field as a single system and assessed how a change at one well would affect production of the whole field, taking into account its effect on neighbouring wells through the gathering network. Field production as a function of total lift gas injection had a maximum, and it lay at a lower gas rate than the initial operating point. The injection gas rate for each well served as the control input.Алгоритм групповой оптимизации рассматривал месторождение как единую систему и оценивал, как изменение режима одной скважины отразится на добыче всего месторождения с учётом её влияния на соседние скважины через систему сбора. Зависимость добычи по фонду от суммарного расхода газлифтного газа имела максимум, и он находился в области меньшего расхода газа, чем исходный режим. Управляющим воздействием служил расход закачиваемого газа на каждую скважину.

The reallocation removed the constraints in the gathering network and moved the field closer to maximum production. As a result, part of the lift gas was removed from the system, while daily oil production increased.Перераспределение сняло ограничения в системе сбора и приблизило месторождение к максимуму добычи. В результате часть газлифтного газа удалось вывести из системы, а суточная добыча нефти выросла.