Оптимизация отборов газа добывающих скважин для повышения эффективности добычи конденсата

Об авторах:

Вершинин Владимир Евгеньевич, доцент кафедры моделирования физических процессов и систем, Тюменский государственный университет; eLibrary AuthorID, Scopus AuthorID, v.e.vershinin@utmn.ru

Коваленко Александр Павлович, кандидат технических наук, руководитель проекта, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия apkovalenko2@tnnc.rosneft.ru
Женыспаев Даулет Семеевич, специалист, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия dszhenyspaev@tnnc.rosneft.ru
Ковалькова Анастасия Сергеевна, ведущий специалист, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия as_kovalkova@tnnc.rosneft.ru
Выдренков Антон Дмитриевич, специалист, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия ad_vydrenkov@tnnc.rosneft.ru

Аннотация:

В статье рассмотрены способы повышения эффективности добычи конденсата за счет оптимального распределения отборов газа между добывающими скважинами. Для большого количества скважин решение этой задачи становится нетри­виальным и требует специальных методов нелинейной оптимизации. Основной упор сделан на получении точных решений задачи оптимизации добычи конденсата за счет использования эмпирических зависимостей между добычей газа и конденсата. Определен минимальный набор достоверной промысловой информации, позволяющий решить задачу оптимального распределения добычи газа между скважинами, при максимизации дебита конденсата. Для этой модели сформулирована оптимизационная задача. Рассмотрены условия, при которых исходная задача распадается на систему подзадач оптимизации для подгрупп скважин. Методом попарной оптимизации найдены аналитические выражения для оптимальных пропорций дебитов газа в группе скважин. На основе полученных выражений разработан алгоритм точного решения задачи краткосрочной оптимизации режима работы скважин.

Список литературы:

Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. 1995. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука. 523 с.

Дурмишьян А. Г. 1979. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра. 335 с.

Зангвилл У. И. 1973. Нелинейное программирование. Единый подход. М.: Советское радио. 312 с.

Колмаков А. В., Маришкин В. А., Бордзиловский А. С., Терентьев В. Л., Фёдоров К. М. 2012. Мониторинг разработки месторождений с использованием интегрированного гидродинамического моделирования // Нефтяное хозяйство. № 7. С. 100–102.

Мулькаманов А., Дорофеев А., Воробьев В., Большакова А., Чупеев А., Савье Р., Тонкин Т., Вернус Ж.-К. 2015. Интегрированное моделирование для задач стратегического планирования и краткосрочной оптимизации крупного газового месторождения // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (26–28 октября 2015 г., Москва, Россия). Доклад SPE-176578-RU.

Рязанцев А. Э., Торопецкий К. В., Платонов Ю. Г., Вершинин В. Е., Григорьев А. В., Черемисин А. Н., Ульянов В. Н., Курмангалиев Р. З., Колотилов В. А. 2015. Моделирование технологических режимов работы газоконденсатных скважин // Вестник ЦКР Роснедра. № 2. С. 20–27.

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

Стрижов Н. В., Обух Ю. В., Фёдоров К. М. 2012. Метод сепарации скважинной продукции с выпуском в шлейф для мониторинга дебита газоконденсатных месторождений // Нефтяное хозяйство. № 5. С. 90–92.

Терентьев В. Л., Колягин А. Г., Крашакова О. Л., Гусев С. С., Фёдоров К. М. 2013. Диагностика и оптимизация работы скважин на примере совместной эксплуатации пластов на месторождении G Республики Судан // Нефтяное хозяйство. № 6. С. 106–108.

Трубачева И. А., Ермолаев А. И., Некрасов А. А. 2018. Метод распределения заданного отбора газа по скважинам газоконденсатного месторождения с целью увеличения конденсатоотдачи // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. № 3. С. 35–40. https://doi.org/10.30713/0132-2222-2018-3-35-40

Трубачева И. А. 2019. Оптимизация дебитов скважин при разработке газоконденсатной залежи // Нефть и газ — 2019: сб. тезисов 73-й Междунар. молодеж. науч. конф. / отв. ред. В. Г. Мартынов. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Том 1. С. 417–418.

Фёдоров К. М., Вершинин В. Е. 2014. Математическая модель оперативного управления газоконденсатным месторождением // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. № 3 (105). С. 77–84.

Чарный И. А. 1963. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат. 396 с.

Ajayi A., Fasasi T., Okuns G. 2012. Real time flow estimation using virtual flow measurement techniques: A field application in intelligent well completion // Nigeria Annual International Conference and Exhibition (6–8 August 2012, Lagos, Nigeria). Paper SPE-162948-MS. https://doi.org/10.2118/162948-MS

Bello O., Ade-Jacob S., Yuan K. 2014. Development of hybrid intelligent system for virtual flow metering in production wells // SPE Intelligent Energy Conference & Exhibition (1–3 April 2014, Utrecht, The Netherlands). Paper SPE-167880-MS. https://doi.org/10.2118/167880-MS

Grigoryev A. V., Vershinin V. E. 2014. Universal optimization algorithm for gas-condensate gathering // Asian Journal of Applied Sciences. Vol. 2. No. 6. Pp. 912–915.

Moreno G. A., Garriz A. E., Badessich M. F., Bottesi G. L. 2014. Production data integration for virtual flow metering // SPE Annual Technical Conference and Exhibition (27–29 October 2014, Amsterdam, The Netherlands). Paper SPE-170838-MS. https://doi.org/10.2118/170838-MS

Vershinin V. E., Grigoryev A. V., Fedorov K. M. 2016. Problems of gas condensate field production solved by novel enlarged block simulator // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition (24–26 October 2016, Moscow, Russia). Paper SPE-182053-MS. https://doi.org/10.2118/182053-MS