بهینه‌سازی دبی گاز تزریقی در فرآیند فرازآوری مصنوعی با تزریق گاز با بهره‌گیری از سیستم یکپارچه تولید

فرازآوری مصنوعی با گاز یکی از روش‌های مرسوم برای بهبود تولید از چاه‌های نفت با تولید کم یا بدون تولید است. درفرازآوری با گاز، نرخ تزریق گاز باید بهینه گردد زیرا افزایش بیش از اندازه یا کاهش مقدار آن، میزان تولید نفت را کاهش می‌دهد. این نقطه بهینه در زمان تولید تغییر می‌کند و یک مسیر بهینه ایجاد می‌کند. همچنین تخصیص گاز در یک مرحله زمانی باعث تولید در چاه‌های مختلف شده و در نتیجه تولید فشار مخزن کاهش می یابد. این مسئله یعنی کاهش فشار مخزن می‌تواند بر تخصیص بهینه گاز در مرحله زمانی بعدی تاثیر بگذارد. در گذشته تحقیقات زیادی در زمینه بهینه‌سازی فرازآوری با گاز انجام شده است اما اکثر آن‌ها از ابزار قدرتمند در یک مدل دینامیکی برای یافتن یک مسیر بهینه خوب استفاده نکرده‌اند. در این مقاله برای شبیه‌سازی میدان از نرم‌افزار ipm استفاده شد. سیال، مخزن، چاه، تجهیزات سرچاهی به‌ترتیب با نرم‌افزارهای پیوی تی پی، امبل، پراسپر و گپ شبیه‌سازی شدند. سپس برای ایجاد سیستم یکپارچه، همه بخش‌ها با نرم‌افزار گپ به‌هم متصل شدند. درنهایت از بهینه‌سازی گپ که مدل دینامیکی را در نظر می‌گیرد برای یافتن مسیر بهینه نرخ گاز چاه‌ها در فرازآوری مصنوعی استفاده شد. نتایج نشان داد که استفاده از بهینه‌سازی سیستم یکپارچه با محدودیت گاز در دسترس کمتر، دارای نقطه بهینه با تولید بالاتر است. دلیل این امر، در نظر گرفتن مدل دینامیک و تاثیر فشار مخزن بر نرخ تزریق گاز برای بهینه‌سازی توسط سیستم یکپارچه می‌باشد

optimization of the injected gas dynamically in the artificial lift process using an integrated system

one of the most crucial procedures for enhancing oil well extraction from those with little to no production is artificial gas lift. there is an optimum gas injection rate in gas production, and altering this rate will result in less oil being produced. during production, this optimal point changes, resulting in an ideal path. additionally, the distribution of gas in a single time step lowers reservoir pressure and modifies the output of various wells. this problem may have an impact on the next time step›s ideal gas distribution. numerous studies on the optimization of gas lift have been conducted in the past, but the majority of them did not make use of the effective tool in a dynamic model to identify a good optimal path. ipm software was utilized to simulate the field in this paper. software from pvtp, mbal, prosper, and gap was used to model the fluid, reservoir, well, and surface equipment, in that order. gap software was then used to integrate all the components into a single system to create a unified system. lastly, the best gas rate path for the artificial gas lift wells was determined using gap optimization, which takes the dynamic model into account. the outcomes demonstrated that there is an optimal point at which higher production may be achieved when using integrated system optimization with less available gas limitation. this is because the integrated system optimizes the gas injection rate by taking into account the dynamic model and the impact of reservoir pressure.