Gassløft

Copyright Talisman Energy Norge AS 2007

Sigve Hamilton Aspelund

Produksjon med gassløft

Copyright Talisman Energy Norge AS 2007 Page 2 rev 01

Varg: Størrelsesforhold

Varg er i størrelsesorden med Stavanger i nord til Hinna i sør og Hafrsfjord i vest og Hillevåg i øst


Brønninnstrømning (IPR)

IPR gir informasjon om hvor mye væske som strømmer ved et gitt strømmende bunnhullstrykk.

IPR avhenger av mange faktorer, men er hovedsakelig tredelt:

A. Reservoar egenskaper: Trykk, permeabilitet, porøsitet, WC, fri GOR og drivegenskaper (Aquifer(vannsone), Gasskappe…)

B. Væske egenskaper: Viskositet og kokepunktstrykk…C. Komplettering av reservoar: Perforeringstetthet,

åpenhullskomplettering eller perforering gjennom foringsrør…

IPR endres derfor dersom en av disse faktorene endres.

Reservoaret vil dermed ikke ha konstant IPR siden reservoartrykket Pr synker.


IPR over Pb

IPR kurven er forskjellig over og under kokepunktstrykket Pb.

Over Pb vil olja være i en fase. Da er IPR kurva lineær, der PI (Produktivitets Indeks) er konstant.

PI er i dette tilfellet forholdet mellom produksjonsrate Q og ”Drawdown” eller differansen mellom reservoartrykket Pr og strømmende bunnhullstrykk Pbh.

QQ = PI (Pr - Pbh) PI = ------------- eller Pr=(1/PI)Q+Pbh

Pr – Pbh (y=ax+b) lineær ligning

Olje produksjonen øker dersom bunnhullstrykket senkes. (Hvis reservoartrykk og PI opprettholdes)

kh(Pav - Pbh) qo = ----------------------------------- (Darcy) 141.2 oBo.[ln(re/rw) - 3/4]


IPR under Pb

Dersom trykket synker under Pb vil gass bli løst fra olja og gass/oljeraten GOR vil dermed øke. I dette tilfellet vil IPR være en kvadratisk ligning:

Pr-Pbh=aQ^2+bQ (Jones)eller

Pr=aQ^2+bQ+Pbh

(y=ax^2+bx+c) kvadradisk polynom


Hvordan forbedre olje produksjon?

Q = PI (Pr - Pbh): - Forhindre at PI synker: Scale squeeze for å forhindre dannelse av scale (bariumsulfat

BaSo4) i reservoar og brønn.- Opprettholde Pr: Vann og gassinjeksjon- Senke Pbh

Endre tettheten på væska i produksjonsrøret (Pbh=ρgh) Redusere vannkuttet WC: Vann er tyngre en olje: Økende WC gir et stigende

bunnhulstrykk og oljeproduksjonen synker.- Perforere oljeførende lag- WSO:

Sementering, sand plugger og kalsium karbonat ”Packer” eller ”bridge plugg” Resiner Skum, emulsjoner eller mikroorganismer Polymerbehandling DPR (Uproporsjonal permeabilitetsreduksjon ved kjemisk behandling)

- Sidestegsboring - Gassløft


Produksjon med gassløft

INJEKSJONS GASS

PRODUSERT VÆSKE Q

BRØNNINNSTRØMNING (IPR)

BRØNN UTSTRØMNING(VLP)

(Vertical Performance Relationship)

OVERFLATETRYKK

BUNNHULS- TRYKK

PbhRESERVOAR- TRYKK Pr

BUNNHULLSTRYKK SOM EN FUNKSJON AV STRØMNINGSRATEBUNNHULLSTRYKK SOM EN FUNKSJON AV STRØMNINGSRATE

PRODUKSJON SOM EN FUNKSJON AV BUNNHULSTRYKKPRODUKSJON SOM EN FUNKSJON AV BUNNHULSTRYKK

(Inflow Performance Relationship)


Gassløftventil


Prosper: PVT, IPR, VLP & komplettering


IPR: Prosper plott brønn A-9A

Pb=203.5barg

Pr=aQ^2+bQ+Pbh < Pb (Jones)

Pr=(1/PI)Q+Pbh > PbPr=223.5barg

Produksjonstap pga oppløst gass


Løfteegenskaper (VLP)

VLP er produksjonsrørets evne til løfte en bestemt mengde formasjonsvæske fra bunn av brønn til overflaten ved en bestemt Pbh og en bestemt produksjonsrørdiameter. VLP er hovedsakelig avhengig av størrelsen på produksjonsrøret og tettheten av væska i produksjonsrøret.


VLP: Fysiske betingelser

VLP er en avhengig av fysiske betingelser og ikke innstrømning: - Produksjonsrøret ID- Produksjonsrørets ruhetsfaktor- Inklinasjon (stigningsgrad)- Væske / gasstetthet- Væske / gassviskositet- Væske / gasshastighet- Brønndybe / lengde av brønn- Overflatetrykk- Vannkutt- GOR- Væskens overflatespenning- Produksjonsrate


Trykktap

Totalt trykktap i produksjonsrøret er tredelt og består av tre ledd:

A. AkselerasjonB. GravitasjonC. Friksjon

P/Ztotal = g/gccos + fv2/2gcd + v/gc[P/Z]

TOTALTrykkforskjell Gravitasjonsledd AkselerasjonsleddFriksjonsledd


Trykktap: Fordeling

Nær overflaten

Gravitasjon

Friksjon

Akselerasjon

Nær reservoaret

Gravitasjon

Friksjon

Akselerasjon


Strømningsregimer


Strømningsregimer i produksjonsrør


VLP+IPR: Prosper plott A-9 A: WC=63%

Skjæringspunktet mellom IPR og VLP angir at A-9 A produserer ca. 200 Scm/d olje.

Pbh

Qo


WHP variasjoner +/- 10 barg >Qo -/+~30Scm/d

Ved konstant gassløftrate: Senkes brønnhodetrykket (WHP) øker produksjonen. Økes WHPsenkes produksjonen. Strupes brønner må gassløftraten reduseres og motsatt.

ΔPbh

ΔPbh

ΔQo ΔQo


Gassløft variasjoner: +/- 10 MScm/d > Qo +/-~10 Scm/d

Økes gassløftet øker produksjonen. Senkes gassløftet minkes produkjonen.


Oljerate vs gassløftrate: Enkel brønn A-9A Vannkutt 63%

Gassløftrate 54MScm/d gir 200 Scm/d olje


Analyse

Null injeksjon i A-16. A-3: Bunnhullstrykkfall ~18bar

A-7 stengt: Produksjonstap

Erfaring: Gassinjeksjons trykket i A-14 svinger i takt medsvingninger i gassløftet

Lesning av bunnhullstrykkmålinger krasjer: Ingen kontroll på Bhp og produksjonsanalyse er vanskelig.

Reduksjon av GLR i A-7:Økt bunnhullstrykk


Redusering av gassløft og åpne choke A-15

Reduserte gassløftraten med ~1000Scm/t

Åpnet choke

Etter: Økt slugging i brønnen (temperatursvingninger)

Før: Mindre slugging. Mer stabil brønn.


GAP: Optimalisering


GAP:Produksjon ved bestemt gassløft


GAP: Olje produksjon ved bestemt gassløft


Simulering: Økt gasløft i A-9A


Simulering: Økt gassløftrate i A-9 kan gi mer olje

Obs: modellen er ikke basert på optimalisering med hensyn på systemets betingelser


GAP analyse: A-5 & A-7 til test seperator


GAP: Simulert olje produksjon 15/11 uke 46


GAP: Simulering: Åpne choke i A-1

Har åpnet choke i A-1: Simulert trykkfall 5 bar over chokeResultat: Økt produksjon


Simulering 26/11: Gassløft i A-5 A


Simulering 26/11: Økt oljeproduksjon


A-9 A: Produksjontrend før perforering

Oil rate: Normalised at constant GLR and WT oil ratey = 7E+69e-0.004x

R2 = 0.999

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

jul/ 06 okt/ 06 jan/ 07 apr/ 07 aug/ 07 nov/ 07

Time

Oil

Rate

(Sm

3/d)

Oil Rate (Sm3/d) Well test oil rate Oil rate (Constant WHP=25bar) Expon. (Oil rate (Constant WHP=25bar))


A-9 A perforering: Økt oljeproduksjon

Allokert oljerate:A-9 A produserer ~240Scm/dolje etter perforeringen på ”first line”. GLR 2260 Sm3/t

Etter perforeringen ble A-9 A testet sammen med A-5 A.Totalt produserde disse brønnene 995 Scm/d. Proper modellen regner ut at brønn A-5 A produserer 738 Scm/dmed betingelsene gitt ved brønntesten.Differansen mellom disse er 257 Scm/d blir produsert av A-9 A.

Før perforeringen var vannkuttet kraftig stigende.Allokert oljerate avhenger nå av brønnhodetrykk, vannkutt, gassløftrate og variable konstanter bestemt av prosper.Når vannkuttet øker må en bestemme dissekonstantene på nytt.

15/9: Qo=106 Sm³/d, GLR=3250 og WC=83%


A-9 A perforering: Qo=PI(Pr-Pbh)(1-WC)

Perforering

Qo=9.8(223.5-140.9-18.5)*(1-0.592)=256.3 Sm³/dGLR~2200 Sm³/t

Qo=7.1(223.5-150-18.5)*(1-.91)=35 Sm³/dGLR~2400 Sm³/t

12/10: Brønntest:Qo=257 Sm³/d

Pbh (gauge)

Trykkforskjell: Gauge til perforering


A-9 A perforering: PI

PI [Sm3/bar/day]

0

2

4

6

8

10

12

14

16

mai.07 jun.07 aug.07 sep.07 nov.07

Time

PI

WT PI PI WT PI oil PI oil

ΔPIoil~3Sm³/bar/dag

ΔPI~3Sm³/bar/dag

Perforerte en 100% oljeførende sone


A-9 A: Optimalisering

Teoretisk optimal produksjon (en brønn)


Hvorfor Ikke Operere Ved Optimal GL Rate?

Alle WHP trykk må være like på hovedmanifolden- Ikke alle brønners optimale rate er ved samme WHP

Fluid rate øker, derfor:- Bak trykk øker- Brønnhode trykk øker- Brønnrate synker

Brønner med høyt vannkutt kan chokes tilbake for å øke produksjonen fra andre brønner

Raten er begrenset av kompressorene- Ved normal operasjon er dette ikke et tema- Når en kompressor er til vedlikehold reduseres gass løft rate for å

redusere daglig gassfakling


Hvordan beregnes optimal system rater?

Gap Modell – Kominasjon av: - Enkel reservoar modell (Materialbalanse modell)- Brønn modeller (Vertical Lift Performance and Inflow Performance Rate

curves)- Rørstrøm kalulasjoner

Optmaliseringsredskap brukt til å:- Beregne gassløftrater for brønn- Hjelp til å avgjøre hvilken brønn som er best egnet til test seperator- Avgjøre framtidige muligheter til produksjonssystemet:

Ekstra strømningsrør Flerfasepumpe

Denne modellen vil ikke gi det rette svaret, men gir en indikasjon


Metode for Optimalisering av Varg Systemet

Vi må samarbeide for å finne optimal produksjon

SKR/driftsleder må gi tilbakemelding til produksjonsingeniør om:- Brønnstabilitet- Flaskehalser i systemet (høye trykkfall)

For eksemel A01 strupeventil har et trykkfall på minst 4bar- Ring dersom et drop i produksjonsraten oppstår over helgen som dere ikke

forstår

Offshore besøk av produksjonsingeniøren- Gass løft rater

Undersøkelser av eldre data under GLR har gitt innsikt i optimalisering- Strupeventil setting

Vil struping av brønner med høyt vannkutt forårsake økt total produksjon?- Redusere test seperatortrykk


Brønntesting: Fordeler

Fordeler:+ En får informasjon om brønnproduksjon:

+ Det blir lettere å ”allokere” / holde oversikt over den enkelte brønns produksjonsnivå:

+ En kan bruke informasjonen til å oppdatere prospermodellene med den nye informasjonen:

+ Med nøyaktige prosper modeller kan en bruke GAP til å optimalisere gassløft fordelingen i brønnene. Resultat: Økt produksjon.

+ Dersom vannkuttet øker må en endre gassløftrate for å optimalisere produksjonen.

+ En får en kvalitativ forståelse av reservoar egenskaper:+ Dersom GOR øker betraktelig kan dette være indikasjoner om at brønnen

produserer under kokepunktstrykket: Det er viktig å bruke korrekt måleblende når en måler gass under brønntester.

+ Allokeringsdata blir brukt av reservoaringeniøren ved historietilpasning i reservoarsimulatoren.

+ Gode brønntester over en lengre perioder gir bedre estimat på decline analyse:

+ Dette kan igjen påvirke reserveestimater.


Brønntesting: Ulemper

Ulemper- Når er en legger enkelte av brønnene alene til test seperator

reduserer produksjonsraten fordi en ikke lenger produserer optimalt.- Når en legger om brønnene til test seperator risikerer en at

brønnene begynner å slugge da betingelsene endres. Da kan en bruke en del tid å tilpasse gassløft i brønnene for å forhindre denne sluggingen. Dette kan føre til at produksjons raten reduseres da en produserer ustabilt.

- Slugging er i seg selv en risiko da dette i verste fall kan føre til produksjonsstans.

- Slugging fører også til ustabile betingelser for gass kompressor som igjen fører til mer vedlikehold / fakling.

- Slugging fører også til høyt stressnivå i SKR (fare for utbrente operatører / miste kompetanse)


Brønntesting: Faktorer

Hvor ofte en må teste brønner avhenger av hvor hurtig oljeproduksjon, vannkuttet og GOR endres i brønnene. Er produksjonen stabil trenger en ikke teste brønnene ofte.

Allokeringsfaktor (forholdet mellom faktisk produsert volum og allokert produsert volum) gir et godt estimat på endringer i produksjon. Dersom denne faktoren divergerer med mer en ± 10% bør en teste brønnene. Dersom faktoren minker betyr dette at en overestimerer produksjon. Dette er en indikator på at vannkuttet øker.

Dersom en gjør brønnoperasjoner som for eksempel PLT, scale squeeze, WSO og perforering bør en teste brønnen før og etter. Dersom det er mulig bør en teste brønnen under operasjonen.

Dersom operasjonene tillater det bør en teste brønner:× For eksempel: Er A-5 A stengt i 4 timer: En brønn bør testes.

For å bestemme vannkuttet i brønnen kan brønner testes sammen med A-5 A. En får da en indikasjon om hva brønnen produserer.


Hvor ofte bør en teste brønnene?

Generelt bør en teste brønnene annenhver måned.

Dersom brønnene har en stor endring i oljeproduksjon og vannkutt bør en teste brønnene oftere (hver måned).


Contact details: Sigve Hamilton Aspelund +4792647129 [email protected] http://sigvehamiltonaspelund.wordpress.com/about/

mailto:[email protected]

http://sigvehamiltonaspelund.wordpress.com/about/

Documents

Gassløft