СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА ГАЗЛИФТНОГО ГАЗА

1. Способ управления расходом газлифтного газа, включающий:
сбор данных о добывающей системе;
выполнение моделирования на основе собранных данных, модели текучей среды и полностью связанной системы уравнений;
ускорение сходимости решения для моделирования путем выбора значений производительности скважины и корректировки расходов газлифтного газа; и
сохранение расходов газлифтного газа, определенных для решения, с целью использования в газлифтных операциях в добывающей системе,
при этом выбранные значения производительности скважины основаны на пределе производительности объекта, а расходы газлифтного газа ограничены пределом газлифтного газа на объекте, причем расходы газлифтного газа ограничены пределом газлифтного газа на объекте с более высоким приоритетом, нежели чем пределом производительности объекта.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает:
определение разницы между давлением в нижней части скважины и давлением в верхней части скважины; и
использование разницы для оптимизации расходов газлифтного газа, определенных для решения.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что каждое выбранное значение производительности скважины основано на решении для полностью связанной системы уравнений, которое использует фиксированные условия пласта.
4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что каждое выбранное значение производительности скважины основано на уравнении ограничений производительности скважины
pi
wt
w
gt
g
i
Q(q, х, q, x)=C,
i
pi
wt
w
gt
g
где C является ограничением производительности скважины для скважины i, Q является расходом ограниченной фазы p в скважине i, q является общим массовым расходом, текущим из пласта в скважину i, x является композицией текучей среды, текущей в скважину i, q является общим массовым расходом газлифтного газа для скважины i и х является композицией газлифтного газа для скважины i.
i
g
wt
w
gt
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что выполнение моделирования включает выбор значения для C с использованием фиксированных условий пласта, выбор заранее заданного значения для х, и осуществление решения для q, x и q.
6. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что включает выполнение по меньшей мере одной итерации моделирования добывающей системы в ответ на определение того, что решение не является оптимальным, и выбор новых значений производительности скважины на основании по меньшей мере одной итерации.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный выбор и указанная корректировка основаны на уравнении ограничений производительности скважины, гидравлическом уравнении, пределах производительности объекта и пределах газлифтного газа на объекте.
8. Система управления расходом газлифтного газа, содержащая
память, имеющую модуль управления расходом газлифтного газа; и
один или более процессоров, соединенных с памятью, при этом модуль управления расходом газлифтного газа при выполнении обеспечивает выполнение одним или более процессорами:
моделирования добывающей системы на основе модели текучей среды и полностью связанной системы уравнений;
ускорения сходимости решения для моделирования добывающей системы путем выбора значений производительности скважины и корректировки расходов газлифтного газа и
сохранения расходов газлифтного газа, определенных для решения, с целью использования в газлифтных операциях в добывающей системе;
при этом выбранные значения производительности скважины ограничены пределом производительности объекта, а расходы газлифтного газа ограничены пределом газлифтного газа на объекте с более высоким приоритетом, нежели чем пределом производительности объекта.
9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что модуль управления расходом газлифтного газа при выполнении обеспечивает выполнение одним или более процессорами:
определения разницы между давлением в нижней части скважины и давлением в верхней части скважины и
использования разницы для оптимизации расходов газлифтного газа, определенных для решения.
10. Система по п. 8, отличающаяся тем, что дополнительно содержит интерфейс управления газлифтным газом, который выполняет газлифтные операции на основе сохраненных расходов газлифтного газа.
11. Система по п. 8, отличающаяся тем, что дополнительно содержит интерфейс для сбора данных, который собирает данные скважины, данные наземной сети и данные объекта, причем по меньшей мере некоторые из собранных данных используются для выбора значений производительности скважины.
12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что моделирование выбирает значения производительности скважины на основе уравнения ограничений производительности скважины:
pi
wt
w
gt
g
i
Q(q, x, q, x)=С,
i
pi
wt
w
gt
g
где C является ограничением производительности скважины для скважины i, Q является расходом ограниченной фазы p в скважине i, q является общим массовым расходом, текущим из пласта в скважину i, x является композицией текучей среды, текущей в скважину i, q является общим массовым расходом газлифтного газа для скважины i, и х является композицией газлифтного газа для скважины i.
i
g
wt
w
gt
13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что моделирование выбирает значение для C с использованием фиксированных условий пласта, выбирает заранее заданное значение для х и осуществляет решение для q, x, и q.
14. Система по любому из п.п. 8-13, отличающаяся тем, что модуль управления расходом газлифтного газа при выполнении обеспечивает возможность вычисления расходов газлифтного газа на основе значений производительности скважины, при этом расходы газлифтного газа самокорректируются по мере истощения пласта.
15. Система по любому из п.п. 8-13, отличающаяся тем, что модуль управления расходом газлифтного газа при выполнении обеспечивает выполнение одним или более процессорами по меньшей мере одной итерации моделирования добывающей системы в ответ на определение того, что решение не является оптимальным, и выбор новых значений производительности скважины на основании моделирования.
16. Система по п. 8, отличающаяся тем, что модуль управления расходом газлифтного газа при выполнении обеспечивает выполнение одним или более процессорами выбора значений производительности скважины и корректировки расходов газлифтного газа на основе уравнения ограничений производительности скважины, гидравлического уравнения, пределов производительности объекта и пределов газлифтного газа на объекте.
17. Долговременный машиночитаемый носитель информации, на котором сохранено программное обеспечение для управления расходом газлифтного газа, при этом программное обеспечение при выполнении обеспечивает выполнение компьютером:
моделирования добывающей системы на основе модели текучей среды и полностью связанной системы уравнений;
ускорения сходимости решения для моделирования добывающей системы путем выбора значений производительности скважины и корректировки расходов газлифтного газа и
сохранения расходов газлифтного газа, определенных для решения, с целью использования в газлифтных операциях в добывающей системе,
при этом выбранные значения производительности скважины ограничены пределом производительности объекта, а расходы газлифтного газа ограничены пределом газлифтного газа на объекте с более высоким приоритетом, нежели чем пределом производительности объекта.
18. Носитель информации по п. 17, отличающийся тем, что программное обеспечение при выполнении дополнительно обеспечивает выполнение компьютером
определения разницы между давлением в нижней части скважины и давлением в верхней части скважины и
использования разницы для оптимизации расходов газлифтного газа, определенных для решения,
причем выбранные значения производительности скважины и скорректированные расходы газлифтного газа ограничены уравнением ограничений производительности скважины, гидравлическим уравнением, пределами производительности объекта и пределами газлифтного газа на объекте.