Design Nodal Analisys untuk meningkatkan Gas lift pada Sumur ProduksiAbstractPada Pekerjaan ini, gas lift yang berbasis sumur produksi minyak dalam teknik untuk meningkatkan produksi akan dijabarkan. Teknik ini berbasis pada Analisi Nodal, yang mengaplikasikan pada well head level, dimana data produksi bisa di gunakan. Jadi, model produksi telah diperoleh, mewakili kurva produksi. Pada model ini di perbolehkan dalam menghitung alir produksi dan hubungan nya dengan kehilangan tekanan (pressure drop) yang bisa di temukan pada semua komponen dari system komplesi. Jadi, hal itu akan memungkinkan untuk menentukan aliran minyak atau gas yang di produksikan oleh sumur, dengan mempertimbangkan perforasi dan geometri komplesi (completion geometry). Dengan informasi ini, kita bisa menciptakan optimasi system produksi untuk meningkatkan laju alir produksi.

1. IntroductionHidrokarbon yang dihasilkan dari sumur yang menembus formasi geologi yang kaya minyak dan gas. sumur yang di perforasi di zona bantalan minyak dan gas. Hidrokarbon dapat mengalir ke permukaan dengan tekanan resevoir yang cukup tinggi untuk mengatasi tekanan balik dari kolom fluida yang mengalir di dalam sumur dan fasilitas permukaan. Informasi rinci tentang sumur dan baik penyelesaian dapat ditemukan di (Golan et al., 1991).

setiap sumur produksi yang dibor dan diselesaikan (komplesi) untuk memindahkan minyak atau gas dari lokasi aslinya di resevoir ke stock tank atau sales line. Perpindahan atau transportasi fluida tersebut membutuhkan energi untuk mengatasi friksi dalam sistem dan untuk mengangkat produk ke permukaan. Fluida harus melakukan perjalanan melalui resevoir dan sistem pipa dan akhirnya mengalir ke separator untuk pemisahan gas-cairan. Sistem produksi dapat relatif sederhana atau dapat mencakup banyak komponen energi atau kehilangan tekanan (pressure drop)

Tingkat produksi atau deliverability dari sumur sering sangat dibatasi oleh kinerja dari hanya satu komponen dalam system. Jika pengaruh masing-masing komponen pada sistem total kinerja dapat diisolasi, sistem kinerja dapat dioptimalkan dengan cara yang paling ekonomis. Pengalaman masa lalu telah menunjukkan bahwa sejumlah besar uang telah terbuang untuk menstimulasi formasi ketika kapasitas sumur produksi pada dibatasi karena tubing atau flowline terlalu kecil. Contoh lain dari kesalahan perencanaan komplesi yaitu menggunakan tubing yang terlalu besar.

Ini sering terjadi pada sumur yang diharapkan akan menghasilkan aliran berosilasi tinggi. Ini akan menunjukkan bahwa pada praktek ini tidak hanya membuang-buang uang pada peralatan besar, tapi tubing terlalu besar benar-benar dapat mengurangi tingkat laju alir dalam mengalir. Hal ini dapat menyebabkan sumur untuk mengisi dengan cairan dan hilang, dimana memerlukan instalasi awal dari artifial lift buatan atau kompresi.

Stabilisasi sumur gas lift menggunakan teknik kontrol konvensional telah dipelajari untuk sistem sumur tunggal (Dalmo et al., 2002), (Jansen et al., 1999); dan untuk system 2 sumur (Eikrem et al., 2002). Pada (Imsland et al., 2002), hukum control umpan balik negara dirancang dengan menggunakan teori Lyapunov dan kontroler ini digunakan dalam menetapkan hasil feedback dengan Kalman Filter diperpanjang di (Eikrem et al., 2004).

Persyaratan untuk ketidakstabilan casing-headingadalah komunikasi tekanan antara tubing dan casing, misalnya tekanan di keduanya tubing dan casing akan mempengaruhi laju aliran melalui lubang injeksi. Ada pada prinsipnya tiga cara untuk menghilangkan aliran sumur yang berosilasi tinggi. Pertama, kondisi operasi dapat berubah untuk mencapai kondisi yang stabil. Hal ini dapat dilakukan dengan meningkatkan laju alir gas dan / atau dengan mengurangi pembukaan choke produksi hilir sumur. kedua, lubang injeksi mungkin katup dengan aliran kritis, yang berarti bahwa aliran thorugh lubang injeksi konstan. Ini adalah solusi yang telah mencapai kepentingan industri. Ketiga, penggunaan kontrol adalah metode untuk menstabilkan aliran dengan baik.

Perusahaan-perusahaan yang memproduksi minyak dan gas mewujudkan upaya besar terus-menerus untuk mengoptimalkan sistem produksi. Upaya ini diarahkan, untuk jangka menengah dan panjang, untuk maximizethe faktor pemulihan (Produksi minyak yang mungkin biaya kecil) dari reservoir, dan dalam jangka pendek, untuk mempercepat pemulihan reservasi dipulihkan. Surat itu, meskipun itu adalah sub proses yang pertama, merupakan "inti dari bisnis" dari produksi minyak bumi, karena memungkinkan memaksimalkan total produksi harian hidrokarbon dengan manfaat ekonomi yang konsisten (Brown et al., 1980)Pada teknik yang paling sering digunakan untuk mengoptimalkan sistem produksi minyak dan gas, mengingat efektivitas diverifikasi dan tingkat kepercayaan di seluruh dunia, adalah Analisis Nodal (Beggs et al., 1991. Dalam rangka mengoptimalkan sistem produksi menggunakan teknik ini, perlu menjelaskan sistem produksi, membuat penekanan dalam keseimbangan energi yang diperlukan antara waduk dan infrastruktur yang terpasang, untuk membangun kapasitas produksi sumur. untuk ini. Hal ini diperlukan untuk membangun sebuah model baik dengan waduk dan produksi variabel.Analisis Nodal memungkinkan untuk mengevaluasi kinerja penyelesaian produksi, menghitung hubungan aliran produksi dan penurunan tekanan yang akan terjadi di semua komponen, memungkinkan untuk menentukan aliran minyak atau gas yang dapat menghasilkan baik mengingat keberatan geometri perforasi dan meningkatkan tingkat produksi dengan biaya rendah.Dalam rangka untuk menentukan Model Sistem Produksi menggunakan teknik Analisis Nodal, perlu untuk menggambarkan sistem produksi, membuat penekanan pada keseimbangan energi yang dibutuhkan antara reservoir dan infrastruktur diinstal; membangun kapasitas produksi sumur, variabel reservoir dan produksi, korelasi memilih aliran; dan menentukan sifat-sifat fluida multifase dalam pipa produksi dan kurva gradien tekanan dalam sumur yang sesuai dengan kondisi sebenarnya produksi (Beggs et al., 1991)Makalah ini menyajikan efisiensi teknik analisis nodal untuk memperoleh perilaku yang stabil sumur, khusus untuk gas lift sumur. Tradisional. Teknik ini diterapkan di bagian bawah ofbthe teknologi juga perlu untuk pengukuran aliran tekanan dan temperatur, tetapi karena biaya teknik yang disebutkan di atas tidak menguntungkan untuk sumur dengan produksi kecil untuk 500 BNPD (Hernandez et al., 2001)Dalam karya ini keseimbangan energi diterapkan pada tingkat permukaan baik karena fakta bahwa, ia memiliki sistem instrumentasi yang diperlukan untuk hal yang sama (Camargo et al., 2007), yang memungkinkan untuk mengidentifikasi hubungan antara kemampuan waduk dan apa yang sistem angkat dapat menangani. Dengan cara ini, kita dapat menentukan kapasitas riil sumur, menghasilkan peningkatan produksi dengan biaya ekonomi kecil karena fakta bahwa kita tidak memerlukan teknologi di dasar sumur.Pendekatan ini diterapkan dan dilaksanakan di PDVSA (Perusahaan Minyak di Venezuela) dengan hasil awal yang menjanjikan.Makalah ini disusun sebagai berikut: Artificial Lift Gas dijelaskan dalam Bagian 2. Pernyataan Masalah dijelaskan dalam Bagian 3. Proses Produksi baik dan Analisis Nodal Berbasis Nah Model dijelaskan dalam Bagian 4 dan 5, sedangkan hasilnya diperlihatkan pada Bagian 6. makalah ini diakhiri dengan kesimpulan.2. Pernyataan MasalahGas khas mengangkat sumur memiliki perilaku yang stabil pada tingkat injeksi gas tinggi dan perilaku tidak stabil pada tingkat injeksi gas yang rendah. Ini berarti bahwa gas diangkat dengan baik tidak menghasilkan jumlah maksimum yang mungkin minyak pada tingkat injeksi gas yang rendah meskipun fakta bahwa sumur ini dioperasikan secara efisien pada tingkat injeksi tersebut. Kondisi operasional yang tidak stabil adalah alasan yang paling penting untuk ini.Operasi gas mengangkat baik di bawah kondisi yang tidak stabil memiliki beberapa kelemahan. Pertama, potensi angkat penuh dalam gas tidak benar digunakan, sehingga operasi yang sangat tidak efisien. Kedua, lonjakan dalam fasilitas produksi mungkin begitu besar sehingga kondisi operasional parah yang mungkin terjadi. Ketiga, pengendalian produksi dan alokasi menjadi sangat sulit.3. Artificial liftGas lift adalah teknologi untuk memproduksi minyak dan gas dari sumur dengan tekanan reservoir rendah dengan mengurangi tekanan hidrostatik dalam pipa. Gas disuntikkan ke tabung, sedalam mungkin, dan bercampur dengan cairan dari reservoir, lihat gambar 1. Gas mengurangi kepadatan cairan dalam pipa, yang mengurangi tekanan downhole, PWF, dan dengan demikian meningkatkan produksi membentuk reservoir . Gas lift Th disalurkan bentuk permukaan dan ke anulus, th volume yang antara casing dan tubing tersebut. Gas memasuki tabung melalui katup, sebuah lubang injeksi.

Dinamika aliran yang sangat osilasi dalam gas diangkat dengan baik dapat digambarkan sebagai berikut: 1. Gas dimulai dari casing mengalir ke pipa. Sebagai gas memasuki pipa tekanan di pipa jatuh. Hal ini akan mempercepat masuknya gas. 2. mendorong bagian utama dari cairan keluar dari pipa. 3. Liquid di tubing menghasilkan kendala memblokir hilir lubang injeksi. 4. Ketika tekanan hulu lubang injeksi mampu mengatasi tekanan di sisi hilir, sebuah bintang siklus baru.

Lift gas buatan (AGL) Model perilaku baik (gambar 2), menunjukkan bahwa: ketika tingkat kenaikan injeksi gas, produksi juga meningkat hingga mencapai nilai maksimum; namun peningkatan tambahan dalam injeksi akan menyebabkan penurunan produksi (eikrem et al., 2002), (Jasen et al., 1999). Kurva menunjukkan dalam kondisi yang baik menunjukkan stabil atau sangat osilasi aliran. Penting untuk dicatat bahwa tingkat produksi rata-rata mungkin jauh lebih rendah dengan tidak stabil (lihat garis "produksi loop terbuka"), dibandingkan dengan aliran baik stabil (lihat garis "produksi teoritis")

Osilasi besar dalam laju aliran dari sumur menyebabkan total produksi lebih rendah, pemisahan minyak / air hilir miskin, membatasi kapasitas produksi memberikan peningkatan kapasitas pengolahan karena mengurangi kebutuhan kapasitas buffer dalam peralatan proses.

Gas lift dapat mengakibatkan aliran juga sangat berosilasi ketika penurunan tekanan di pipa tersebut gravitasi mendominasi dan ada Volume anulus besar penuh dengan gas kompresibel. Dalam hal ini penumpukan tekanan di dalam pipa bawah tidak ada aliran atau kondisi lo-aliran lebih cepat dari penumpukan tekanan di anulus. Af tekanan dalam anulus sebagai mampu mengatasi tekanan dalam pipa pada suatu titik kemudian, gas akan mengalir ke pipa dan minyak dan gas akan diangkat keluar dari pipa. Setelah cairan dikeluarkan dari pipa tekanan baru membangun bintang periode. Informasi lebih lanjut dapat ditemukan di (Xu et al., 1989).

Kondisi operasional yang tidak stabil dapat terjadi dalam gas lift dengan baik karena karakteristik sistem yang sedemikian rupa sehingga gangguan kecil dapat berubah menjadi osilasi besar dalam parameter aliran. Produksi tidak stabil, sering disebut pos, dapat menyebabkan periode berkurang atau bahkan tidak ada produksi cairan.

Pada tingkat injeksi gas tertinggi, penurunan tekanan di pipa didominasi oleh gesekan. Jika GOR naik, tekanan tabung akan meningkat yang akan mengurangi tingkat injeksi gas. Oleh karena itu wilayah ini memastikan produksi yang stabil dan menjelaskan mengapa akan stabilisasi oleh peningkatan injeksi gas bisa sukses. Pada tingkat injeksi gas yang rendah Namun, gradien tekanan hidrostatik mendominasi penurunan tekanan di pipa. Sebuah peningkatan kecil di GOR hasil maka dalam tekanan tubing lebih rendah, yang mengarah ke tingkat yang lebih tinggi injeksi gas dari anulus ke pipa melalui lubang bawah gas lift valve. Karena tingkat gas dibatasi oleh choke injeksi gas di kepala sumur, tekanan gas di anulus akan reduced.after waktu tingkat gas ke dalam tabung produksi karena itu akan berkurang, dengan menghasilkan tingkat produksi minyak yang lebih rendah.Untuk Forter menggambarkan masalah stabilitas, deskripsi bertahap dari siklus bersembunyi di bawah ini:1. Dimulai dengan lubang bawah tekanan anulus yang lebih rendah dari tekanan lubang bootom, tidak ada aliran gas sejati lubang bawah gas lift valve dalam pipa.2. Tingkat produksi dan gas / rasio cair low.gas adalah menyuntikkan benar tersedak injeksi gas dan tekanan anulus membangun3. Setelah beberapa waktu, tekanan annulus melebihi tekanan lubang bawah, dan gas adalah menyuntikkan ke dalam tabung sejati lubang bawah gas lift valve.4. Gas disuntikkan mencerahkan gradien tabung sehingga tekanan lubang bawah mulai decrease.Simultaneously, tingkat produksi tekanan kepala sumur tabung mulai meningkat5. Gas sekarang mengalir dari anulus ke pipa pada peningkatan rate.Because gas cukup dapat diberikan benar tersedak injeksi gas, tekanan annulus menurun dengan cepat.6. Minyak dan gas yang dihasilkan benar tersedak produksi di rate.Well tekanan kepala tabung tinggi melewati benar maksimal dan tekanan lubang bawah melewati benar minimum.7. Dengan penurunan tekanan anulus, aliran gas yang benar gas lift valve downhole decreases.The gradien di pipanya menjadi lebih berat dan tekanan lubang bawah increases.the tingkat produksi dan wellhead tekanan tubing menurun lagi8. Ketika tekanan lubang bawah melebihi tekanan anulus, injeksi gas ke dalam tabung berhenti .Dengan terus laju injeksi gas di kepala sumur, tekanan annulus mulai bulid lagiProduksi tidak stabil gas mengangkat sumur menyebabkan banyak kelemahan, lonjakan tidak sesuai dengan kelancaran dan itu berarti aspek keselamatan dan shutdown risks.The jumlah produksi minyak dan gas biasanya harus kurang dari kapasitas desain sistem untuk memungkinkan produksi puncak4 PROSES PRODUKSI SUMURSalah satu komponen yang paling penting dalam sistem total dengan baik adalah reservoir.Unless prediksi yang akurat dapat dibuat untuk apa yang akan mengalir ke lubang bor dari reservoir, kinerja sistem tidak dapat mengalir ke dalam sumur analyzed.The tergantung pada penarikan atau penurunan tekanan di reservoir, (pws-PWF) .suatu hubungan antara laju aliran dan penurunan tekanan yang terjadi di media berpori bisa sangat kompleks dan tergantung pada parameter seperti sifat batuan, sifat fluida, aliran rezim, saturasi fluida dalam rock, kompresibilitas cairan mengalir, kerusakan formasi atau rangsangan, turbulens dan mekanisme drive, itu juga tergantung pada tekanan reservoir itu sendiri dan, tergantung pada drive mekasim, ini mungkin menurun seiring waktu atau produksi kumulatifKomponen waduk akan selalu menjadi komponen hulu .that, itu akan hampir tidak pernah praktis untuk memilih Pr sebagai tekanan node, meskipun Pwfs tekanan sandface kadang-kadang dipilih ini akan mengisolasi efek dari penurunan tekanan pada perforasi atau gravel pack .Proses produksi di sumur minyak atau gas dimulai dari radius eksternal drainase di reservoir tank di mana minyak adalah stored.Gambar 3 menunjukkan sistem lengkap dengan empat komponen jelas diidentifikasi: Reservoir, Penyelesaian, baik dan Arus permukaan Line.There ada tekanan reservoir cairan dalam proses yang disebutkan di atas, yang merupakan tekanan statis dari reservoir, PWS dan tekanan akhir, yaitu tekanan separator pada stasiun aliran, PsepPergerakan cairan dimulai dalam reservoir untuk jarak "kembali" dari sumur di mana tekanan pws, perjalanan melintasi jalan berpori hingga datang ke wajah pasir atau radius lubang "rw" di mana tekanan Pwfs.In modul ini, cairan kehilangan energi dalam ukuran yang jalan adalah rendahnya kapasitas aliran (Ko), menyajikan pembatasan dalam lingkungan lubang (demage, S) dan cairan menawarkan resistensi terhadap aliran (). Semakin besar itu adalah lubang besar akan menjadi daerah komunikasi antara reservoir dan sumur, meningkatkan indeks produktivitas sumur. Pada setelah melintasi penyelesaian cairan masuk ke dasar sumur dengan PWF tekanan.

Di dalam sumur, cairan naik di pipa produksi menaklukkan kekuatan gravitu = y suatu gesekan pada dinding internal pipa. Di kepala sumur, tekanan yang dihasilkan diidentifikasi sebagai PWH.

Hilangnya energi dalam bentuk tekanan di setiap komponen (lihat gambar 4), tergantung pada karakteristik cairan yang dihasilkan, dan khusus, aliran diangkut sedemikian rupa sehingga kapasitas produksi jawaban sistem untuk keseimbangan antara kapasitas masukan energi reservoir dan permintaan energi dari instalasi untuk mengangkut cairan ke permukaan.

4. nodal analisis - berbasis model baik

Analisis sistem nodal telah diterapkan selama bertahun-tahun untuk menganalisis kinerja sistem terdiri dari berinteraksi sirkuit components.electrical, jaringan pipa yang rumit dan sistem pompa sentrifugal semua dianalisis menggunakan metode ini.

Prosedur terdiri dari memilih titik divisi atau node dalam sumur dan membagi sistem pada saat ini. Semua komponen hilir node. Hubungan antara laju aliran dan penurunan tekanan harus tersedia untuk setiap komponen dalam sistem.

Analisis nodal terdiri dari menemukan tingkat bahwa sistem hidrolik dapat menangani, jika tekanan dikenal di pintu masuk dan keluar yang sama. Angka 5 merupakan analisis nodal diwujudkan dalam suatu sistem dibentuk oleh dua pipa. Hal ini diketahui tekanan masukan dari pipa 1 dan pipa tekanan keluar 2, dan masalah terdiri menemukan tingkat yang dapat ditangani oleh tekanan. Untuk tekanan masuk (PE) dan tekanan keluar (PS) hanya ada tingkat kemungkinan (Beggs, 1991), prosedur terdiri dari menghitung tekanan ke pintu keluar untuk beberapa tingkat. Tekanan ini disebut tekanan node. Fo tekanan memperbaiki dari keluar dari pipa PS, kita dapat menghitung tekanan masuk untuk beberapa rates.graphically, tekanan node yang diperoleh dalam kedua kasus terhadap tingkat dipelajari dan titik potong jika kedua kurva mewakili titik keseimbangan di mana sistem akan beroperasi.

Gambar 6 menunjukkan komponen kemungkinan analisis nodal untuk sumur minyak; reservoir, wajah perforasi, pipa vertikal, kepala sumur, garis aliran dan pemisah. Selain itu, ditunjukkan dalam gambar ini kemungkinan lokasi dari node; di reservoir sebelum perforasi, di dasar sumur (teknologi bawah) dan di kepala sumur (Teknologi permukaan).4.1. Nodal Analysis Well Head

Model produksi baik di bawah analisis nodal diperoleh dari jumlah kerugian energi dalam setiap komponen, yang sama dengan total kerugian, yaitu perbedaan antara tekanan mulai, Pws, dan tekanan akhir, Psep :Pws Psep = Py + Pc + Pp + PI Dimana :Py = PWS - Pwfs = Pressure Drop di Reservoir.Pc = Pwfs - PWF = Pressure Drop di Completation.Pp = PWF - PWH = Pressure Drop dalam tekanan bawah lubang.PI = PWH - Psep = Pressure Drop di garis aliran.

Untuk membuat keseimbangan energi di node beberapa tingkat aliran diasumsikan, dan untuk masing-masing kita memutuskan tekanan dengan yang reservoir tingkat yang disebutkan di atas aliran ke node untuk transportasi dan untuk memberikan tingkat yang disebutkan di atas dalam separator dengan tekanan yang sama tersisa untuk Psep.Teknik analisis nodal memungkinkan mengevaluasi kinerja sistem produksi, menghitung aliran produksi dan hubungan penurunan tekanan yang akan terjadi di semua komponen sistem yang terselesaikan. Dalam analisis nodal tradisional, keseimbangan energi dibuat di bawah sumur, tapi dalam pekerjaan ini keseimbangan energi dibuat di kepala sumur (Gambar 7, karena tersedia instrumentasi yang tepat untuk itu (Camargo et to 2007). itu dibuat dalam bentuk berikut:Node input pressure :Pwh (inflow) = Pws - Py - Pc - PpNode output pressure :Pwh (outflow) = Psep + PI

Gambar 7. Well Head Node

Dimana Pwh tekanan di kepala sumur, Pws tekanan bawah lubang, Py adalah penurunan tekanan di reservoir, Pc adalah penurunan tekanan di dalam sumur, Psep adalah tekanan di separator, dan PI adalah penurunan tekanan di garis aliran.Untuk membuat keseimbangan energi di node beberapa tingkat aliran diasumsikan sesuai, dan untuk masing-masing kita memutuskan tekanan dengan yang berada di reservoir memberikan aliran ke node untuk mengangkut arus untuk Tekanan Psep.

Gambar 8. Pertemuan antara Inflow Curve vs Curve Outflow

Keseimbangan energi antara "inflow" dan "outflow" dapat diperoleh secara grafis. Untuk membuatnya, kita asumsikan beberapa tingkat produksi dan menghitung tekanan inflow dan outflow di node masing-masing, sampai kedua tekanan yang sama; dari persimpangan kurva "inflow" dan kurva "outflow", tingkat masing-masing produksi diperoleh.5. Hasil: inflow dan outflow kurva untuk produksi dengan baik.Pentingnya mendapatkan tes yang dapat diandalkan produksi sumur harus dilahirkan sangat dalam pikiran, keputusan pada program operasional dan biaya masa depan didasarkan pada tes. Turunnya produksi dari suatu potensi yang diharapkan dari sumur, dapat menunjukkan kesalahan dalam sistem angkat.Perilaku yang dilakukan pada sumur banyak berubah dengan seiring berjalannya waktu dengan cara yang sama seperti yang dilakukan pada kondisi mekanik katup. Oleh karena itu pengamatan variabel suhu permukaan perlu menjadi konstan, dalam rangka mendukung pengoperasian yang benar pada suatu sumur.Karakteristik yang baik dimana teknik Analisis Nodal dilaksanakan adalah sebagai berikut: Mengalir tanpa peredam terhadap Flow Station yang terletak di 5360,89 ft dan menerima gas lift dari Manifold gas yang terletak di 508,53 ft dari Flow Station. Hal ini menyajikan 25 API Oil Gravity, Water Cut 6% (lihat tabel 1).Tabel 1. Sifat Fisik dari ArusPVT

Oil Gravity (API)25

Water Cut (%)6.02

Depth Perforation (ft)3489

Pada penyelesaian sumur vertikal yang diproduksi pada kedalaman 3.489 ft, terdiri oleh dua katup injeksi dengan diameter dalam 2.43 in (lihat tabel 2).Tabel 2. Sistem Well CompletionsWellDepth (ft)Temperature (F)DI (in)

Tubing3266.0060.002.43

Valve 2 GL3184.0060.000

Tubing3184.0060.002.43

Valve 1 GL1745.0060.000

Tubing1745.0060.002.43

Head060.000

Perilaku injeksi gas lift vs nilai produksi pada sumur-sumur adalah sebagai berikut: awalnya, baik itu beroperasi pada tingkat injeksi gas dari 1,1 ke 2,2 MMSCFD (gambar 8), di mana sumur produksi yang terkait adalah antara 30 5 BPND dan 180,1 BPND, yang menunjukkan tinggi produksi sumur tidak stabil.

Gambar 8. Kurva Produksi AwalMenggunakan teknik Analisis Nodal, pada well head, keseimbangan energi yang dibuat dengan beberapa laju aliran injeksi gas, dan untuk masing-masing dari tekanan reservoir. Yang memberikan volume produksi sumur dan tekanan yang dibutuhkan dalam output yang baik untuk membawanya ke separator. Mengambil sebagai referensi kurva produksi awal (lihat Gambar 8), itu menentukan tingkat well head (Camargo., 2007), yang tingkat injeksi gas tekanan bawah (PWF) dan permukaan (THP) adalah sama pada saat tertentu. Grafis kedua kurva dan persimpangan "Arus Masuk" dan "Arus Keluar", tingkat produksi diperoleh (Gambar 9).

Gambar 9. Kurva "Arus Masuk" dan "Arus Keluar"Dengan tingkat aliran gas dan tingkat produksi yang diperoleh, kurva produksi sumur dapat dianalisis (lihat Tabel 3 dan Gambar 10).

Dalam kesepakatan dengan Gambar 10 , tingkat produksi minyak dan gas harus dalam urutan ( 246-250 ) BPND dan ( 0,5 sampai 0,7 ) MMSCFD . Injeksi gas ini dilakukan dalam bidang yang dilakukan stabil , yang memungkinkan untuk menghasilkan tingkat produksi yang lebih besar ( dalam urutan ( 248 5 ) BPND dengan injeksi gas dari 0,6 0,1 MMSCFD . Nilai-nilai ini diperoleh pada aliran stasiun sesuai dengan analisa yang baik .

Untuk injeksi gas lift yang dianalisis dengan baik , kami telah menggunakan undang-undang kontrol konvensional berbasis pada model proses yang diperoleh di analisis nodal . Hasilnya mirip dengan yang disajikan dalam pekerjaan ( Dalsmo et al . , 2002) , ( Jansen et al . , 1999) dan ( Eikrem di al . , 2002) , kecuali mereka menggunakan teknologi bawah untuk desain hukum kontrol. Penelitian ini menjelaskan model untuk meningkatkan produksi buatan gas lift dengan baik menggunakan Analisis Nodal , model ini memungkinkan penentuan tingkat produksi baik dan kontrol pada tingkat permukaan .

Paraf sistem juga memiliki peningkatan ( 1,1 sampai 2,2 mmscfd ) yang mengakibatkan sistem berosilasi karena satu sumur menerima semua gas lift ( 0,5 sampai 0,7 MMSCFD ) dan ada dengan penurunan tekanan pf aliran menjadi gesekan yang dominan .

Namun, tekanan pengukuran downhole tidak selalu dapat diandalkan , karena kondisi yang keras di dalam sumur . Struktur pengendalian yang menggunakan pengukuran lubang bawah tekanan memiliki penyortir dinamis antara input dan output kontrol , dibandingkan dengan pengukuran di atas kepala .

Peningkatan sumur gas injeksi sangat stabil dengan baik , seperti yang terlihat dalam kurva Produksi awal , tetapi tidak pada titik operasi yang optimal . Sebuah pembukaan choke tetap juga akan menstabilkan , asalkan pembukaan choke dapat mengurangi hingga aliran dari sumur stabil . Alasan mengapa peningkatan jumlah gas angkat dan atau mengurangi pembukaan choke memberikan aliran yang stabil adalah bahwa aliran dalam perubahan tubing dari gravitasi dominan aliran gesekan

Perilaku stabil sumur merupakan relasi antara reservoir mampu mencapai dibandingkan dengan apa sistem angkat dapat menangani , mengidentifikasi kapasitas sebenarnya dari sumur , untuk memaksimalkan faktor pemulihan ( Produksi minyak ke kecil kemungkinan biaya) dari reservoir , dan dalam jangka pendek , untuk mempercepat pemulihan pemesanan dipulihkan dan peningkatan produksi .

Untuk hal ini , memiliki alat sistem untuk tingkat sumur permukaan , yang mengontrol aliran injeksi gas dan mencatat tekanan permukaan , memungkinkan untuk menetapkan bahwa injeksi gas tingkat sesuai persis dengan produksi sumur dan mempunyai fungsi katup , yang menunjukkan bahwa sistem pengangkatan buatan ini dapat dioptimalkan ( lihat gambar 11 ) .

6.KESIMPULAN.Tulisan ini menunjukkan bagaimana kontrol dapat meningkatkan kinerja gas sumur terangkat oleh menstabilkan aliran dengan baik. Akhirnya, penelitian ini memperkuat bahwa ada manfaat ekonomis yang cukup besar dari mengendalikan tekanan di sumur, dan dengan demikian dapat menstabilkan produksi.

Sebuah model untuk meningkatkan produksi dengan menggunakan pengangkatan buatan yang sesuai menggunakan Analisis Nodal disajikan; Model ini memungkinkan penentuan tingkat produksi dengan baik, memungkinkan kontrol injeksi gas. Itu dievaluasi ketidakstabilan tinggi baik yang menghasilkan tingkat produksi minyak yang rendah. Menggunakan kurva inflow dan outflow persimpangan, diperkirakan kurva produksi, menunjukkan bahwa tingkat injeksi gas dekat 0,6 MMSCFD dengan produksi 250 BPND. Nilai ini injeksi gas dilaksanakan di lapangan menyajikan nilai-nilai produksi (248 5) BPND dengan injeksi gas dari 0,6 0,1 MMSCFD, yang menunjukkan efektivitas model yang diperoleh melewati teknik analisis nodal.

Penggunaan model ini diperoleh di analisis nodal, merupakan langkah pertama dalam proses optimalisasi produksi reservoir. Hal ini berorientasi pada pembangunan mekanisme observasi, penyusunan informasi dan interpretasi terhadap tingkat permukaan, dengan tujuan untuk memberikan intelijen untuk proses produksi dengan cara diagnosis diri dan konfigurasi otomatis di situs.Tawaran untuk mewujudkan Analisis Nodal ke level Permukaan, memungkinkan menstabilkan baik, karena perilaku yang tidak stabil yang awalnya sedang mempresentasikan dengan baik, hasil analisis nodal diizinkan untuk mengoptimalkan untuk tingkat kecil injeksi, menghasilkan besar tingkat produksi.

Makalah ini menunjukan bagaimana Analisis Nodal dapat meningkatkan kinerja gas diangkat dengan baik dengan menstabilkan arus dengan baik. Akhirnya penelitian substantiates bahwa ada manfaat ekonomis yang cukup besar dari mengendalikan tekanan di sumur, dan dengan demikian menstabilkan produksi yang berada di permukaan.