用混合罚函数法求解气举区块优化配气模型

论述了气举区块优化配气的发展现状,分析了各种类型的气举特性曲线,完善了区块优化配气模型,并建立了与区块优化配气模型形式相同的油田优化配气数学模型.提出了一种求解非线性优化配气数学模型的新方法——内点法和外点法相结合的混合罚函数法,用牛顿-拉斐森方法求解了非线性方程组,并对估计初始注气量的最大配气量法进行了修正.以中原油田四区气举井为例,根据其气举特性曲线类型得出了4种气举配气方案.应用提出的新方法对各种方案进行了优化配气计算,优选出了最佳的配气方案.     

优化理论在连续气举系统配气中的应用

采用优化理论确定优化连续气举系统配气方案，可从系统获得最佳经济效益。提出了连续气举单井经济动态模型及经济动态曲线制作方法，建立了以连续气举系统内所有井的日工作现金收入之和最大为目标函数的优化配气数学模型，介绍了模型的求解方法。根据数学模型和求解方法，编制了优化配气的程序。用它对一个实例系统进行了给定供气量下的优化配气计算。结果表明，根据优化理论确定优化配气方案是合理、可行的。     

连续气举单元多目标优化配气方法

本文建立了以从连续气举单元获得日产油量和日工作现金收入最大为多目标的优化配气数学模型。用“线性加权和”法求解该模型可得到最优配气方案。据此编制了优化配气计算程序。给出了对一个含有７口连续气举井的单元的配气计算实例。结果表明，该方法比单目标优化配方方法更适合我国石油生产实际。     

区块优化配气技术在让纳若尔油田的应用

让纳若尔油田目前有气举井283口,压缩机供气能力与气举井的需气量基本处于平衡状态。为在压缩机数量不增加的情况下扩大气举规模,需要开展气举井系统优化配气技术研究,提高目前整个让那若尔油田的举升效率。本次配气优化以整个气举区块为研究对象,以有限的供气量为约束条件,以整个区块产量最大化为目标,对全油田149口井进行了整体优化配气模拟计算,现场实际调整气量井数达137口,日增油达227.5 t,日节约气量16.1×104m3,取得显著节气增油效果。     

气举井优化配气测试技术

针对文东油田高温、高压、高油气比、高矿化度的特点,研究开发了气举井优化配气测试技术。该技术在正常生产情况下进行注气量的阶段调整,同时测试流压、套压、温度、产液量、含水随时间及注气量的变化情况,绘制单井特性曲线、优选最佳注气参数,实现气举井产量与注气量的优化,提高举升效率。在13－256井、13－98井应用该技术后,取得了节气、增油的效果。     

连续气举优化配气数学模型的建立及应用

气举是中原文东油田的主要采油方式。针对该油田连续气举开发过程中出现的注入气利用效率低、综合效益差的问题,建立了在供气能力有限时的优化配气数学模型,并给出了解析法求解过程。现场试验表明,应用该技术可以实现连续气举井的合理配气并提高油井产量,适合在油田推广应用。     

文东油田连续气举优化配气数学模型建立及应用

针对连续气举在开发过程中出现的注入气利用效率低、综合效益差的问题，建立了供气能力有限时的优化配气数学模型，给出了解析法求解过程。文东油田现场试验表明，应用该技术可以实现连续气举井的合理配气，并提高油井产量，适合在油田推广应用。     

NP1-3人工岛气举井优化配气技术

在现有压缩机供气有限的状况下,人工岛气举采油技术能实现高压气量在各连续气举井之间的合理分配,以得到最大的油田气举产量.NP13-X1055井是一口日产液＞35t,油压＜5 MPa的高产井,于2009年12月5日进行气举阀工况测试.当注气量在7 100 m3/d时,产液量为31.9 t/d;随着注气量增大,产液量开始逐渐上升;当注气量增加到8 000 m3/d时,产液量达到了最大值,为38.6 t/d.因此通过优化注气,确定该井的最佳注气范围为7800～8300m3/d,产液量最高.应用气举井优化配气测试技术,可以确定气举井的最佳注气点.     

井组连续气举系统优化配气的二次规划

对各井连续气举动态曲线用一元二次函数拟合，然后采用二次规划处理井组（单元）连续气举系统注气量的最优分配．根据实际情况对各井注气量的取值予以限制，并按不等式约束条件下的非线性最优化理论的库恩一图克条件，得到其等效问题。再用迭代法求解等效问题，继而得到原问题的最优化解。与常规方法相比，该方法计算简便，精度高。     

井组连续气举系统优配气的二次规划

对各井连续气举动态曲线用一元二次函数拟合，然后采用二次规划处理井组（单元）连续气举系统注气量的最优分配。根据实际情况对各井注气量的取值予以限制，并按不等式约束条件下的非线性最优化理论的库恩－图克条件，得到其等效问题。再用迭代法求解等效问题，继而得到原问题的最优化解。与常规方法相比，该方法计算简便，精度高。     

A Nonlinear Approach to Gas Lift Allocation Optimization With Operational Constraints Using Particle Swarm Optimization and a Penalty Function

Abstract

Most gas lift well networks confront the limitations of both gas supply and compressor capacity. Thus, simultaneously allocating a number of the wells the optimum of the gas injection rate and the gas injection depth to reach the maximum oil production, in addition to satisfying the stated constraints, is the most important effort for the design process. This novel approach is a modification of the conventional allocation optimization problem in which no constraint on the gas injection pressure at the surface was considered. In this work, a model using a particle swarm optimization algorithm and penalty function method is presented to solve the new approach of the allocation optimization problem with high speed and desirable accuracy. Then the model is tested on a group of wells.     

深水立管气举效果影响因素模拟分析

以西非某深水油田为研究对象,利用OLGA及PVTsim商业软件,对水深、气油比、含水率、输量以及管道出口压力等影响深水立管气举效果的因素进行了模拟分析。气举能有效地降低深水立管底部压力;在一定范围内,注气量的增大能有效地减小深水立管底部压力波动,但注气量并不是越大越好,每种工况对应一个最优注气量;在油田生产后期,随着含水率增大和管道入口处流体气油比减小,立管底部注气带来的压降获益效果越明显;输量越小,气举效果越好;管道出口压力越大,气举效果越好。     

A Novel Approach to the Gas-Lift Allocation Optimization Problem

Abstract

Because compressed gas is a scarce and expensive resource, allocating an optimal amount of gas injection to a group of wells to increase the oil production rate is an important optimization problem in the gas lift operation. In this article, a particle swarm optimization algorithm is employed to assign an optimum gas injection rate for each individual well. Also, a new gas lift performance curve-fit that can reduce the time and volume of the computation is suggested. Finally, the algorithm is tested on five wells in an Iranian oil field.     

大斜度井投捞操作动力学模型及投捞器参数优化设计

大斜度井投捞是气举采油检阀和水井分注调配的关键技术。目前大斜度井投捞研究仅限于工艺和工具设计,缺乏相关的理论模型指导工作。因此,以大斜度井气举投捞操作为研究对象,利用动力学原理及不考虑钢丝拖曳和考虑钢丝拖曳两种情况下投送器下冲速度公式,建立了能量形式的大斜度井投捞操作动力学模型,分析了下冲剩余能与投捞段井斜、投送器直径、投送器长度的关系;并以投捞技术适应的最大井斜为目标建立了投送器参数优化设计模型,进行了相关设计计算,为目前大斜度井投捞工艺和相关工具研究提供了理论基础,对今后投捞技术的改进与提高提供参考。     

稠油环空掺稀气举技术——以吐哈油田吐玉克区块为例

为了提高稠油冷采开发水平,利用高18.25 m的垂直多相管流实验回路开展了稠油气举流动实验及压降模型优选。基于实验结果及井筒传热机理,建立了环空掺稀气举井筒压力-温度梯度耦合预测模型,并可通过耦合环空与油管内流动进行循环迭代求解。实验结果表明:注气有助于稠油与稀油更快更充分混合;压降模型优选表明,Ansari模型误差相对最小,为12.12% 。针对吐哈油田吐玉克区块稠油井筒举升困难的实际情况,提出了稠油环空掺稀+气举工艺思路,并开展了实例井掺稀气举设计,对注气量、掺稀量等进行了敏感性分析。实例设计结果表明,实例井仅靠气举无法生产,其 掺稀生产极限产量可达到16 m³/d,而掺稀+气举极限产量能达到52.5 m³/d;定产油量条件下,在特定范围内增加注气量能极大地减小掺稀量,且井底掺稀气举能极大地提升稠油井的产能。     

深井连续气举系统的参数设计及优化配气方法

深井用伴生气经压缩机增压后进行气举采油,将碰到起下油管作业费用大、地面注气压力有限、气源将可能不足以满足各井需求等问题。本文介绍对这些问题的解决办法,提出了3年不动管柱仍能有效工作的气举参数设计思想,建立了连续气举系统优化配气的数学模型,编制出设计程序,并用实例说明了所述方法的可行性。     

基于序列二次规划算法的油藏动态配产配注优化

油藏动态配产配注已经成为实现油田效益最大化的有效措施之一。为提高优化运算速度,处理非线性不等式约束,将序列二次规划算法应用到油藏动态配产配注求解过程中。应用序列二次规划算法将求解变量最优值的非线性优化问题转化为一系列的求解变量搜索方向的二次规划子问题,控制变量的搜索方向采用伴随方法和Broyden-Fletcher-Goldfarb-Shanno(BFGS)方法得到,迭代求取控制变量最优值。实例验证结果表明,总注入量等式约束条件下的最优开发方案,累积产油量增加12.8%,累积注水量下降11.1%,累积产水量下降22.3%,含水率下降4.16%;总注入量不等式约束下的最优开发方案,累积产油量增加29.1%,累积注水量下降26.9%,累积产水量下降30.3%,含水率下降4.16%。但是,在不等式约束情况下,由于注采失衡,油藏压力大幅下降,易造成后期开发能量不足;需对总注入量及采出量进行等式约束或在不等式约束的基础上添加约束下限。运用该方法对胜利油区埕岛油田27A区块进行方案调整优化,结果表明,优化后的采出程度相对于优化前提高0.92%,净现值增长35%。