de.wedoany.com-Bericht: Der von ORTOmation entwickelte selbstlernende Closed-Loop-Optimierer wurde an fünf Bohrlöchern eines unkonventionellen Öl- und Gasfeldes im Delaware Basin eingesetzt. Der Optimierer ermöglicht eine adaptive Anpassung der Gas-Lift-Parameter, ohne dass ein Prozessmodell oder Störungstests im Werk erforderlich sind.
Über mehrere Wochen hinweg passte der Optimierer die Gas-Lift-Parameter kontinuierlich an, um die Erdgasproduktion der fünf Bohrlöcher zu maximieren, während der Gas-Lift-Einsatz um 44 % reduziert wurde. Der Optimierer verwendet den Erdgasdurchfluss jedes Bohrlochs als Optimierungsvariable, während ein konventioneller Regler als Gas-Lift-Durchflussregler fungiert, um Schwankungen kritischer Parameter zu reduzieren und die Wirtschaftlichkeit des Gas-Lifts zu verbessern.
Der wirtschaftliche Optimalwert eines einzelnen Gas-Lift-Bohrlochs wird durch Veränderungen der wirtschaftlichen Bedingungen, der Lagerstättenbedingungen und der Geräteeffizienz beeinflusst. Die Gas-Lift-Leistungskurve jedes Bohrlochs ändert sich mit der Alterung der Lagerstätte, und übermäßiger Gas-Lift führt letztendlich zu einem stagnierenden oder rückläufigen Ertrag. Wenn mehrere Bohrlöcher eine gemeinsame Gas-Lift-Quelle (z. B. ein Bohrfeld) nutzen, variiert die Auswirkung des Gas-Lifts auf die Produktion von Bohrloch zu Bohrloch. Bei begrenzter Verdichtungskapazität muss die Optimierung diese Einschränkungen berücksichtigen, um das verfügbare Gas zuzuweisen.
Die Beziehung zwischen Gas-Lift und Produktion ist nichtlinear. Herkömmliche modellbasierte Echtzeit-Closed-Loop-Optimierer erfordern Fachwissen für Entwicklung und Wartung, was für kleine und mittlere Projekte oft schwer zu tragen ist. Der neu entwickelte modellfreie, selbstlernende Closed-Loop-Optimierer reduziert die Implementierungskosten und die Abhängigkeit von Experten, indem er die Auswirkungen von Prozessanpassungen auf den Betriebsgewinn oder die Betriebskosten lernt und dann weiter anpasst, um die Randbedingungen zu erfüllen.
Der selbstlernende Optimierer baut auf der konventionellen Regelung auf und verwendet Proportional-Integral-Differential (PID)-Regler, um die Prozessstabilität aufrechtzuerhalten. Optimierungsagenten (OA1 bis OA4) schreiben kaskadenförmig die Sollwerte für die PID-Regler jeder spezifizierten Stellgröße und greifen über die Standard-Kommunikationstechnologie des Leitsystems (OPC) auf die Messwerte zu. Die Agenten verwenden Signalverarbeitungsalgorithmen, um die Auswirkungen von Messrauschen zu reduzieren, und einen neuartigen Hill-Climbing-Algorithmus, der die Änderungsrate in der Nähe der optimalen Lösung verringert und den Betrieb schrittweise optimiert.
Der Feldtest fand auf einem unkonventionellen Öl- und Gasfeld im Delaware Basin statt, bei dem fünf Bohrlöcher optimiert wurden. Die Projektsoftware wurde auf einem cloudbasierten Server installiert, und die Schulung der Ingenieure dauerte etwa drei Stunden über Microsoft Teams. Ziel des Optimierungsplans war die Maximierung der Erdgasproduktion aller fünf Bohrlöcher, wobei die Gasproduktionsrate als Optimierungsvariable diente. Es wurde eine Straffunktion entworfen, um den Gas-Lift nahe der kritischen Rate zu halten. Zu den wichtigsten Randbedingungen gehörten die Position des Fackeldruckregelventils, die Ober- und Untergrenzen des Gas-Lift-Durchflusses und das Gas-Lift-Gleichgewicht zwischen den Bohrlöchern. Der Optimierer wurde angehalten, wenn der Gas-Lift-Durchflussregler im falschen Modus war oder der Verdichter ausfiel.
Die Inbetriebnahme erfolgte inkrementell. Zunächst wurden konservative Grenzwerte für den Gas-Lift-Durchfluss und die Änderungsrate festgelegt, die dann schrittweise auf der Grundlage der Überwachungsergebnisse des ORTO-Analysetools angepasst wurden. Nach mehrwöchigem Einsatz wurden die Vorteile in drei Bereichen bewertet: Der gesamte Gas-Lift-Einsatz sank von etwa 4,7 MMscfd auf 2,64 MMscfd, ein Rückgang um etwa 44 %; die Gesamtproduktion wurde unter den Betriebsbeschränkungen maximiert; die Variabilität der Gasproduktion (Standardabweichung um den Mittelwert) verringerte sich um etwa 40 %, was zur Reduzierung von Geräteverschleiß, Wartungskosten und Prozessausfällen beiträgt. Gleichzeitig führte die Reduzierung des Gas-Lifts pro Bohrloch zu einem geringeren Rohrdruck; bei einem Bohrloch sank der Rohrdruck um etwa 8 % und der Ringraumdruck um 1,5 %, was die Förderung von Gas und Flüssigkeit im Bohrloch begünstigte.
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