Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. Территория "Нефтегаз"
  4. Территория "Нефтегаз" 11-12.2024
Территория Нефтегаз 11-12.2024

Научная статья

EDN: BNWZWP

УДК 622.276
(UDK 622.276)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (DEVELOPMENT AND EXPLOITATION)

РАЗВИТИЕ ПОДХОДОВ К ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ИНФРАСТРУКТУРЫ ПРОМЫСЛА НА ОСНОВЕ ИНТЕГРИРОВАННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

(DEVELOPMENT OF APPROACHES TO FIELD INFRASTRUCTURE-DRIVEN OPTIMIZATION OF GAS CONDENSATE WELL OPERATION MODES ON THE BASIS OF INTEGRATED MODELING)

В последние годы в нефтегазовой отрасли активно развивается «интегрированное» моделирование одновременно всех объектов системы добычи углеводородов для отдельно взятых промыслов. Одна из типовых производственных задач – нахождение оптимальных технологических режимов работы скважин. В статье рассматривается авторский подход к данной задаче с учетом инфраструктуры промысла на основе интегрированного моделирования. В отличие от коммерческих симуляторов, в которых расчет потокораспределения в системе «пласт – скважины – наземная инфраструктура» выполняется совместно, предложенный в работе подход основан на декомпозиции модели на составляющие части: модели пласта, скважин, газосборной сети и штуцеров. Методика позволяет достичь стабильного решения за более короткий период. Основные преимущества предложенного подхода: универсальность (возможность использования как различного коммерческого программного обеспечения, так и аналитических зависимостей), прозрачность (на каждой итерации по каждой скважине можно отследить параметры, ограничивающие режим работы скважины) и скорость (предложенный подход продемонстрировал ускорение в семь раз относительно алгоритмов, встроенных в коммерческое программное обеспечение). Рассмотрен один из крупных газоконденсатных активов ПАО «НК «Роснефть» для апробации предложенной методики. Оценка ее применения проведена на примере задачи оптимизации добычи конденсата при постоянной добыче газа. Выполнено сопоставление полученных расчетов с данными при использовании коммерческих продуктов. Показана эффективность применения предложенного подхода для увеличения текущей конденсатоотдачи, а также возможность увеличения стабильности и скорости вычислений. По результатам расчетов увеличение суточной добычи конденсата составляет 2,5 %, что сопоставимо с результатами, полученными с использованием коммерческого программного обеспечения.

Over the last several years, the oil and gas industry has witnessed rapid development of “integrated” modeling that concurrently covers all hydrocarbon production facilities for individual fields. One of the typical production problems is the identification of optimum well operation modes. The article presents a proprietary field infrastructure-driven approach to selecting optimum well operation modes on the basis of integrated modeling. Unlike commercial simulators offering combined flow distribution computations for the entire “reservoir – wells – surface infrastructure” system, the approach proposed in the article is based on decomposition of the model into its components: reservoir model, wells model, gas collection system model, and chokes model. The proposed method produces a sustainable solution over a shorter period of time. Its key advantages include universality (it is possible to use both various commercial software programs and analytical dependencies), transparency (parameters constraining the well operation mode can be tracked at each iteration for each well), and speed (the proposed approach has demonstrated a sevenfold acceleration relative to the algorithms embedded in commercial software). The authors have tested the proposed method on one of the largest Rosneft Oil Company PJSC gas condensate assets. To assess the method’s performance, they attempted an optimization of condensate production at a constant gas production rate. The outcomes were compared against the data generated by commercial products. It was demonstrated that the proposed approach could be efficiently employed to boost the current condensate recovery ratio and increase stability and speed of computations. The author’s computations show that the daily condensate production rate can be increased by 2.5 %, which is on par with commercial software performance metrics.

ИНТЕГРИРОВАННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ, ОПТИМИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ, ГАЗОСБОРНАЯ СЕТЬ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ, МЕТОД ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО КВАДРАТИЧНОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ

INTEGRATED MODELING, OPTIMIZATION OF PRODUCTION, GAS COLLECTION SYSTEM, OPERATION MODES, SEQUENTIAL QUADRATIC PROGRAMMING METHOD

Е.А. Падин1, e-mail: EA_Padin2@tnnc.rosneft.ru;

Д.С. Жильцова1, e-mail: dszhiltsova@tnnc.rosneft.ru


1 ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).

E.A. Padin1, e-mail: EA_Padin2@tnnc.rosneft.ru;

D.S. Zhiltsova1, e-mail: dszhiltsova@tnnc.rosneft.ru


1 Tyumen Oil Research Center LLC (Tyumen, Russia).

Падин Е.А., Жильцова Д.С. Развитие подходов к оптимизации технологических режимов работы газоконденсатных скважин с учетом инфраструктуры промысла на основе интегрированного моделирования // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2024. № 11–12. С. 22–33. EDN: BNWZWP.

Padin EA, Zhiltsova DS. Development of approaches to field infrastructure-driven optimization of gas condensate well operation modes on the basis of integrated modeling. Oil and Gas Territory [Territorija “NEFTEGAS”]. 2024; (11–12): 22–33. (In Russian)

Костюченко С.В., Костюченко С.В., Кудряшов С.В., Воробьев П.В. Интегрированные модели для проектирования согласованных систем добычи и сбора нефти // Нефтяное хозяйство. 2003. № 11. С. 100–103. EDN: OYKZNN.

Поспелова Т.А., Трушников Д.Н., Лопатин Р.Р. и др. Система автоматического регулирования газовых скважин в режиме реального времени // Автоматизация и информатизация ТЭК. 2022. № 1 (582). С. 26–36. DOI: 10.33285/2782-604X-2022-1(582)-26-36. EDN: ASUMLU.

Kanu A., Folorunso A. Deployment of a digital oil field technology solution for real-time monitoring and production optimization of a gas-condensate field in Western-Niger delta region of Nigeria // Proceedings of the SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Virtual: SPE, 2020. Аrticle ID SPE-203738-MS. DOI: 10.2118/203738-MS.

Al-Subaiei D., Al-Hamer M., Al-Zaidan A., et al. Intelligent digital oilfield implementation: Production optimization using North Kuwait integrated digital oil field NK KwIDF // Proceedings of the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Abu Dhabi, UAE: ADIP, 2019. Аrticle ID SPE-197811-MS. DOI: 10.2118/197811-MS.

Bikbulatov S.M., Vorobyev D.S., Smirnov A.Y., et al. Improvement of the well performance optimization methodology based on integrated modeling // Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow: SPE, 2015. Аrticle ID SPE-176581-MS. DOI: 10.2118/176581-MS.

Bikbulatov S., Smirnov A., Buleiko V., et al. Optimization of operation of the system reservoir-well-pipeline-GTU based on the integrated modeling // Proceedings of the SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Moscow: SPE, 2014. Аrticle ID SPE-171220-MS. DOI: 10.2118/171220-MS.

Харитонов А.Н., Поспелова Т.А., Лознюк О.А. и др. Методика обоснования технологических режимов газовых и газоконденсатных скважин с применением интегрированных моделей // Нефтепромысловое дело. 2020. № 4 (616). С. 41–47. DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-41-47. EDN: AZTHNM.

Okafor C.C. Breaking the frontiers for effective flow assurance using integrated asset models (IAM) // Proceedings of the SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition. Moscow: SPE, 2011. Аrticle ID SPE-149537. DOI: 10.2118/149537-MS.

Talabi O.A., Nitura J.T., Biniwale S.S., et al. Integrated asset modeling: modernizing the perspective for short-term forecasting and production enhancements // Proceedings of the SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Perth, Australia: SPE, 2016. Аrticle ID SPE-182496-MS. DOI: 10.2118/182496-MS.

Ермолаев А.И., Земзюлин Е.В. Метод иерархической оптимизации дебитов газа скважин с учетом структуры газосборной сети на газоконденсатной залежи // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2023. Т. 8, № 2. С. 50–57. DOI: 10.51890/2587-7399-2023-8-2-50-57. EDN: ZUTEMQ.

Соловьев И.Г., Говорков Д.А., Ведерникова Ю.А. Термобарическая модель технологии газодобычи для контроля и управления режимами эксплуатации скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2015. № 1. С. 37–44. EDN: TPGLOJ.

Рязанцев А.Э., Торопецкий К.В., Платонов Ю.Г. и др. Моделирование технологических режимов работы газоконденсатных скважин // Вестник ЦКР Роснедра. 2015. № 2. С. 20–27. EDN: TPHFHB.

Guyaguler B., Zapata V.J., Cao H., et al. Near-well subdomain simulations for accurate inflow performance relationship calculation to improve stability of reservoir-network coupling // Proceedings of the SPE Reservoir Simulation Symposium. The Woodlands, TX, USA: SPE, 2011. Аrticle ID SPE-141207-MS. DOI: 10.2118/141207-MS.

Liang J., Rubin B. A Semi-implicit approach for integrated reservoir and surface network simulation // Proceedings of the SPE Reservoir Simulation Symposium. The Woodlands, TX, USA: SPE, 2013. Аrticle ID SPE-163615-MS. DOI: 10.2118/163615-MS.

Zhang Y., Seth G., Chen J. A Novel IPR calculation technique to reduce oscillations in time-lagged network-reservoir coupled modeling using analytical scaling and fast marching method // Proceedings of the SPE Reservoir Simulation Conference. Montgomery, TX, USA: SPE, 2017. Аrticle ID SPE-182704. DOI: 10.2118/182704-MS.

Bogachev K., Grishin A., Piskovskiy E., Erofeev V. New solution in integrated asset modeling for multi reservoirs coupling // Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual: SPE, 2020. Аrticle ID SPE-201946- MS. DOI: 10.2118/201946-MS.

Hadjipieris P., Bishop S. Nested optimization – a practical approach delivering increased production opportunities // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dubai, UAE: SPE, 2016. Аrticle ID SPE-181372-MS. DOI: 10.2118/181372-MS.

Сенькин И.С., Акмадиева Л.И., Белоногов Е.В. Оптимизация расчетов интегрированных моделей // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2020. № 2. С. 67–72. DOI: 10.7868/S2587739920020093. EDN: QMBBOJ.

Архипов Ю.А., Русанов А.С., Орехов Е.Н. и др. Оперативное прогнозирование показателей разработки газовых залежей на основе интегрированного прокси-моделирования // Нефтяное хозяйство. 2022. № 1. С. 74–76. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-1-74-76. EDN: BTHUFP.

Kostyuchenko SV, Kostyuchenko SV, Kudryashov SV, Vorobiev PV. Integrated models for designing aligned oil production and gathering systems. Oil Industry [Neftyanoe khozyaystvo]. 2003; (11): 100–103. (In Russian)

Pospelova TA, Trushnikov DN, Lopatin RR, Strekalov AV, Kharitonov AN, Kozlov VV, et al. Automatic system of gas wells control in real time. Automation and Informatization of the Fuel and Energy Complex [Avtomatizatsiya i informatizatsiya TEK]. 2022; 582(1): 26–36. https://doi.org/10.33285/2782-604X-2022-1(582)-26-36. (In Russian)

Kanu A, Afolabi F. Deployment of a digital oil field technology solution for real-time monitoring and production optimization of a gas-condensate field in Western-Niger delta region of Nigeria. In: SPE Proceedings of the SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, 11–13 August 2020, Virtual. Virtual: SPE; 2020: аrticle ID SPE-203738-MS. https://doi.org/10.2118/203738-MS.

Al-Subaiei D, Al-Hamer M, Al-Zaidan A, Chetri H, Nawaz MS. Intelligent digital oilfield implementation: Production optimization using North Kuwait Integrated Digital Oil Field NK KwIDF. In: ADIP Proceedings of the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 11–14 November 2019. Abu Dhabi, UAE. Abu Dhabi, UAE: ADIP; 2019. article ID SPE-197811-MS. https://doi.org/10.2118/197811-MS.

Bikbulatov SM, Vorobyev DS, Smirnov AY, Mukminiov IR, Romashkin SV. Improvement of the well performance optimization methodology based on integrated modeling. In: SPE Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26–28 October 2015, Moscow, Russia. Moscow: SPW; 2015. аrticle ID SPE-176581-MS. https://doi.org/10.2118/176581-MS.

Bikbulatov S, Smirnov A, Buleiko V, Mukminov I, Romashkin S. Optimization of operation of the system reservoir-well-pipeline-GTU based on the integrated modeling. In: SPE Proceedings of the SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, 14–16 October 2014, Moscow, Russia. Moscow: SPE; 2014. аrticle ID SPE-171220-MS. https://doi.org/10.2118/171220-MS.

Kharitonov AN, Pospelova TA, Loznyuk OA, Arkhipov YuA, Skorobogach MA, Yushkov AYu, et al. Procedure for justifying process conditions of gas and gas condensate wells using integrated models. Oilfield Engineering [Neftepromyslovoe delo] 2020; 616(4): 41–47. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-4(616)-41-47. (In Russian)

Okafor CC. Breaking the frontiers for effective flow assurance using integrated asset models (IAM). In: SPE Proceedings of the SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition, 18–20 October 2011, Moscow, Russia. Moscow: SPE; 2011. аrticle ID SPE-149537. https://doi.org/10.2118/149537-MS.

Talabi OA, Nitura JT, Biniwale SS, Ramdzani R, Salim MM. Integrated asset modeling: Modernizing the perspective for short-term forecasting and production enhancements. Proceedings of the SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, 25–27 October 2016, Perth, Australia. Perth, Australia: SPE; 2016. аrticle ID SPE-182496-MS. https://doi.org/10.2118/182496-MS.

Ermolaev AI, Zemzyulin EV. Method of hierarchical optimization of well ga rate taking into account the structure of the gas collection network on the gas condensate field. PROneft. Professionals about Oil [PROneft’. Professional’no o nefti]. 2023; 8(2): 50–57. https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-2-50-57. (In Russian)

Solovyev IG, Govorkov DA, Vedernikova JuA. Thermobaric model of gas production technology applied for well operation monitoring and control. Automation, telemechanization and communication in oil industry [Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz’ v neftyanoy promyshlennosti]. 2015; (1): 37–44. (In Russian)

Ryazantsev AE, Toropetsky KV, Platonov YuG, Vershinin VE, Grigoryev AV, Cheremisin AN, et al. Modeling of technological regimes of gas condensate wells. Bulletin of the Central Commission for the Development of Mineral Deposits of Rosnedra [Vestnik TsKR Rosnedra]. 2015; (2): 20–27. (In Russian)

Guyaguler B, Zapata VJ, Cao H, Stamati HF, Holmes JA. Near-well subdomain simulations for accurate inflow performance relationship calculation to improve stability of reservoir-network coupling. In: SPE Proceedings of the SPE Reservoir Simulation Symposium, February 2011, The Woodlands, TX, USA. TX, USA: SPE; 2011: аrticle ID SPE-141207-MS. https://doi.org/10.2118/141207-MS

Liang J, Rubin B. A Semi-implicit approach for integrated reservoir and surface network simulation. In: SPE Proceedings of the SPE Reservoir Simulation Symposium, 18 February 2013, The Woodlands, TX, USA. TX, USA: SPE; 2013. article ID SPE-163615-MS. https://doi.org/10.2118/163615-MS.

Zhang Y, Seth G, Chen J. A Novel IPR calculation technique to reduce oscillations in time-lagged network-reservoir coupled modeling using analytical scaling and fast marching method. In: SPE Proceedings of the SPE Reservoir Simulation Conference, 20 February 2017, Montgomery, TX, USA. TX, USA: SPE; 2017. article ID SPE-182704. https://doi.org/10.2118/182704-MS.

Bogachev K, Grishin A, Piskovskiy E, Erofeev V. New solution in integrated asset modeling for multi reservoirs coupling. In: SPE Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26–29 October 2020, Virtual. Virtual: SPE; 2020. article ID SPE-201946-MS. https://doi.org/10.2118/201946-MS.

Hadjipieris P, Bishop S. Nested optimization – a practical approach delivering increased production opportunities. In: SPE Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 26–28 September 2016, Dubai, UAE. Dubai, UAE: SPE; 2016. аrticle ID SPE-181372-MS. https://doi.org/10.2118/181372-MS

Senkin IS, Akmadieva LI, Belonogov EV. Optimization of integrated production model calculations. PROneft. Professionals about Oil. 2020; (2): 67–72. https://doi.org/10.7868/S2587739920020093. (In Russian)

Arkhipov YuA, Rusanov AS, Orekhov EN, Sadykov TI, Merkushin PV, Kadnikov AV, et al. Operational forecasting of gas field development based on integrated proxy modeling. Oil Industry. 2022; (1): 74–76. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-74-76. (In Russian)
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57