بهینه‌سازی شرطی تولید در یک مدل یکپارچه با استفاده از کنترل‌فشار برای حذف جریان لخته‌ای قبل از جداساز

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشجوی دکترای مهندسی نفت، دانشکئه مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر

2 دانشگاه صنعتی امیرکبیر

3 استادیار دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیر کبیر

10.22078/pr.2023.4979.3220

چکیده

بهینه‌سازی شرطی یکی از بهترین روش‌ها برای افزایش تولید از مخازن هیدروکربنی است. مدل سازی یکپارچه تولید می‌تواند تولید را از مخازن بهینه و مدیریت کند. در این پژوهش یک روش جدید برای بهینه‌سازی سیستم‌های یکپارچه تولید ارائه شده است. اجزا مدل یکپارچه مدل‌های مخزن، چاه، چوک سطحی، خط لوله و جداساز هستند. تأثیر رژیم‌های جریان ورودی جداساز و شرایط عملکرد جداساز سطحی بر کارایی عملکرد جداساز و سیستم‌های تولید نفت در این مدل قابل اغماض نیست. این مدل شامل کنترل‌کننده فشار جداساز است و تابع هدف حداکثر کردن نفت در تانک ذخیره است. محدودیت بهینه سازی عدم تشکیل جریان لخته‌ای در ورودی جداساز است. در مدل یکپارچه، فشار ته‌چاهی در هر مرحله حدس زده می‌شود. فشار حدس زده شده با مقایسه فشار جداساز و فشار بهینه جداساز اصلاح می‌شود. الگوریتم بهینه‌سازی از دو حلقه بهینه‌سازی استفاده می‌کند. حلقه داخلی از چوک سطحی تا تانک ذخیره و حلقه خارجی از ته‌چاه تا تانک‌ذخیره است. مدل بهینه‌سازی دارای عملکرد عالی برای بهینه‌سازی سیستم‌های یکپارچه در مخازن پایدار، گذرا و شبه‌پایدار است. مدل بهینه‌سازی می‌تواند در حالت‌هایی که چوک از بحرانی به زیربحرانی تغییر می‌کند یا برعکس، عالی عمل کند. میزان خطای میانگین مربعات بین فشارهای جداساز به دست آمده و فشارهای بهینه جداسازدر شرایط مخزن ناپایدار برای مدل یکپارچه بهینه‌سازی شده برابر با 21/2 بود. میزان خطای میانگین مربعات بین فشارهای به‌دست‌آمده برای جداساز و فشارهای بهینه برای جداساز در مخزن شبه‌پایدار برای مدل یکپارچه معادل 2/0 بود. مقدار نفت تجمعی در تانک ذخیره برای مدل یکپارچه بدون کنترل کننده جریان لخته‌ای بیشتر از مدل یکپارچه با کنترل‌کننده جریان لخته‌ای بود. مقدار نفت تجمعی در تانک ذخیره برای مدل یکپارچه بیشتر از مقدار به دست آمده با نرم‌افزار اولگا و سایر مدل‌های غیر یکپارچه می‌باشد همچنین مدل یکپارچه بهینه‌سازی شده مانع از تشکیل جریان لخته‌ای در ورودی جداساز گردید.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Constraint optimization of production in an integrated model using pressure control to eliminate slug flow before the separator.

نویسندگان [English]

  • mehdi fadaei 1
  • mohammad javad ameri 2
  • Yousef Rafiei 3
1 Ph.D.. student of petroleum engineering, department of petroleum engineering, amirkabir university of technology
2 department of petroleum engineering, amirkabir university of technology.
3 Assistant Professor
چکیده [English]

Constraint optimization is one of the best ways to increase production from hydrocarbon reservoirs. A novel method for optimizing integrated production systems is presented in this research. The sub-models of the integrated model are the reservoir, well, surface choke, pipeline, and separator. The effect of flow regimes at separator inlet and operating conditions of the surface separators on the efficiency of separator performance and oil production systems is not negligible. The integrated modeling method presented in this study is new. The model includes separator pressure control, and the target function is maximizing oil in the stock tank. The constraint for optimization is that no slug flow has formed at the separator inlet. In this optimization model, the bottom-hole pressure is guessed for each time step. The guessed bottom-hole pressure is corrected by comparing the separator pressure and the optimum separator pressure. The optimization algorithm uses two optimization loops. The internal optimization loop is from the surface choke to the stock tank, and the external optimization loop is from the bottom of the well to the stock tank. The optimization model has the perfect functionality to optimize integrated production systems in steady-state, transient, and pseudo-steady-state reservoirs. The optimization model can perform excellently in modes where the choke switches from critical to sub-critical or vice versa. The root means squared error between obtained separator pressures and the optimum separator pressures at unsteady-state reservoir conditions for the integrated model was equal to 2.21. The RMSE between obtained separator pressures and the optimum separator pressures at pseudo-steady-state reservoir conditions for the integrated model was equivalent to 0.2. Cumulative oil in the stock tank for the integrated model without slug control was more than for the integrated model with slug control and Olga software and slug flow did not form in the separator inlet.

کلیدواژه‌ها [English]

  • optimizing
  • constraint
  • production
  • integrated
  • control
  • pressure
  • slug