Оптимизация работы системы сбора газоконденсатного промысла на основе узлового анализа

Промысловые газосборные сети представляют собой сложный динамический объект исследования. В ходе разработки газоконденсатных месторождений изменяются условия как на входе ГСС (давления, температуры, расходы), так и на выходе (режимы работы комплекса подготовки, ввод дожимных компрессорных станций). Поэтому актуальной задачей является оптимизация режимов или характеристик существующей ГСС для увеличения ее пропускной способности. В настоящей работе представлен подход оптимизации работы ГСС газоконденсатного промысла, основанный на концепции узлового анализа. Подход позволяет обнаружить узкие места промысла, а также наиболее эффективные мероприятия по запуску скважин или строительству дополнительных трубопроводов. Посредством этого подхода может быть найдено решение задачи потокораспределения системы добычи углеводородов с учетом существующих технологических ограничений, а также наличием большого количества целочисленных переменных (строительство лупингов, запуск скважин, переключение скважин/трубопроводов между установками и др.). Выполнена апробация подхода на участке ГСС газоконденсатного месторождения. Найдена конфигурация наиболее эффективных мероприятий, позволяющих значительно увеличить суточную добычу газа и конденсата (75 % от максимально возможного уровня при реализации всевозможных мероприятий), при этом строительство лупингов потребуется только на 40 % протяженности всех участков и половина дополнительного фонда будет запущена.

1. Костюченко С. В., Кудряшов С. В., Воробьев П. В. Интегрированные модели для проектирования согласованных систем добычи и сбора нефти. Нефтяное хозяйство. 2003;(11):100–103.

2. Okafor C. C., Breaking the Frontiers for effective Flow Assurance using Integrated Asset Models (IAM). In SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition (pp. SPE-149537)

3. Холкина Ю. Д., Кузив К. Б., Лознюк О. А., Архипов Ю. А. Оптимизация наземной инфраструктуры крупного газового промысла с помощью интегрированного моделирования. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021;7(4-28):147–162. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-4-147-162. EDN: GXWNTU.

4. Bikbulatov S., Smirnov A., Buleiko V., Mukminov I., Romashkin S. Optimization of operation of the system reservoir-well-pipeline-GTU based on the integrated modeling. In SPE Russian Petroleum Technology Conference. (2014, October). (pp. SPE-171220). https://doi.org/10.2118/171220-MS

5. Кармазин М. С., Юшков А. Ю., Бучинский С. В. Оптимизация до-бычи газа на морских месторождениях на основе интегрированной модели. Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». 2015;3(40):50–52.

6. Вершинин В. Е., Коваленко А. П., Женыспаев Д. С., Ковалькова А. С., Выдренков А. Д. Оптимизация отборов газа добывающих скважин для повышения эффективности добычи конденсата. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2023;9. (4):128–142. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2023-9-4-128-142

7. Харитонов А. Н., Падин Е. А., Земзюлин Е. В. Результаты проверки методик оптимизации режимов газоконденсатных скважин для увеличения добычи конденсата. Естественные и технические науки. 2024;(12):342–352.

8. Рязанцев А. Э., Торопецкий К. В., Платонов Ю. Г., Вершинин В. Е., Григорьев А. В., Черемисин А. Н. [и др.]. Моделирование технологических режимов работы газоконденсатных скважин. Вестник ЦКР Роснедра. 2015;(2):20–27.

9. Поушев А. В., Нероденко Д. Г., Кудрин П. А., Язьков А. В. Интегрированный подход к определению оптимальной мощности и конфигурации дожимной компрессорной станции на разных этапах освоения газовых и газоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. 2017;8(756):62–71. EDN: ZEMTVX

10. Горланов А. А., Воронцов Д. Ю., Краснов И. С., Самороков С. В., Кадочников С. Д., Воробьев И. В. [и др.]. Технико-экономическое обоснование модернизации совместной системы добычи газового конденсата и сухого газа с применением интегрированных расчетов. Газовая промышленность. 2021;(4):58–69.

11. Падин Е. А. Разработка подходов к выполнению расчетов по реконструкции газового промысла с использованием интегрированного моделирования. Инженер-нефтяник. 2024;(4):36–45. EDN: ZXFGCE.

12. Гилаев Г. Г., Манасян А. Э., Исмагилов А. Ф., Хамитов И. Г., Мелешко М. С., Смыслов В. А. [и др.]. Оптимизация технологических параметров при обустройстве месторождений. Нефтяное хозяйство. 2015;(11):64–67. EDN: VBEVGV.

13. Hadjipieris P., Bishop S. Nested optimization – A Practical Approach Delivering Increased Production Opportunities. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition SPE-181372. 2016. (p. D021S029R006). https://doi.org/10.2118/181372-MS

14. Simes M. G., Farret F. A. Analysis of electrical circuits with mesh and nodal analysis. Modeling Power Electronics and Interfacing Energy Conversion Systems, IEEE, 2017, pp. 27–41, https://doi.org/10.1002/9781119058458.ch2

15. Beggs D. H. Production Optimisation using Nodal Analysis. Oil & Gas Consultants International Publications, Tulsa, 2000.

16. Поспелова Т. А., Стрекалов А. В., Харитонов А. Н., Князев С. М. Технология оперативного цифрового управления газовым промыслом на примере планирования технологического режима. Нефтяная провинция. 2020;3(23):124–138. https://doi.org/10.25689/NP.2020.3.124-138

17. Сенькин И. С., Акмадиева Л. И., Белоногов Е. В. Оптимизация расчетов интегрированных моделей. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2020;(2):67–72. https://doi.org/10.7868/S2587739920020093

18. Соловьев И. Г., Говорков Д. А., Ведерникова Ю. А. Термобарическая модель технологии газодобычи для контроля и управления режимами эксплуатации скважин. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2015;(1):37–44.

19. Архипов Ю. А., Русанов А. С., Орехов Е. Н., Садыков Т. И., Меркушин П. В., Кадников А. В. [и др.]. Оперативное прогнозирование показателей разработки газовых залежей на основе интегрированного прокси-моделирования. Нефтяное хозяйство. 2022;(1):74–76. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-74-76

20. Шабаров А. Б., Коробейников А. В., Есенбаев Т. Е. Интеллектуальное газоконденсатное месторождение. В сб. Теплофизика, теплотехника, гидрогазодинамика. Инновационные технологии. Тюмень; 2016. С. 52–62. EDN: WIXLZP.