جستجوی مقالات مرتبط با کلیدواژه « فرازآوری با گاز » در نشریات گروه « علوم پایه »

با گذشت مدت زمانی از شروع تولید، بدلیل افت فشار مخزن یا کاهش تولید پذیری چاه و در نتیجه کاهش فشار جریانی ته چاه؛ انتقال نفت به سطح با نرخ مطلوب بصورت طبیعی صورت نمی پذیرد. لذا در این شرایط، ضرورت دارد از روش هایی موسوم به فرازآوری مصنوعی (شامل فرازآوری با گاز و فراز آوری با پمپ) بمنظور کمک به تولید سیال استفاده گردد. تصمیم گیری در مورد انتخاب روش فرازآوری مصنوعی برای سودآوری بلندمدت یک میدان از اهمیت ویژه ای برخوردار است. انتخاب روش بهینه (از منظر فنی) با در نظر گرفتن پارامترهای مرتبط با سیالات مخزن (نسبت گاز به مایع تولیدی، گرانروی نفت، چگالی نفت و خورندگی نفت و گاز)، تولید  دبی تولید، فشار ته چاهی، تولید شن و ذرات جامد، رسوب پارافین و scale ، چاه  نوع از منظر خشکی یا دریا، عمق، اندازه دیواره، زاویه انحراف)، شرایط محیطی و عوامل اقتصادی (هزینه های سرمایه ای و عملیاتی) انجام می شود. انتخاب روش فرازآوری مصنوعی می تواند بر اساس ملاحظات دیگری نظیر موقعیت میدان، فاصله چاه ها، وضعیت مکانیکی چاه و تجربه عملیاتی تیمی که سیستم را انتخاب می کند نیز باشد. اکثر چاه ها می توانند توسط چند روش فرازآوری مصنوعی بطور رضایت بخشی تولید کنند. مطالعه حاضر، با مرور منابع قبلی، ضمن بیان مزایا، معایب، محدودیت ها و شرایط بکارگیری هر کدام از انواع مختلف روش های فرازآوری مصنوعی، برنامه ای جامع بمنظور غربالگری این روش ها را ارایه می دهد.

پس از آنکه چاه های نفتی حفاری شدند، زمان برداشت از مخزن آغاز می شود. ابتدای تولید نفت از مخازن به صورت مکانیسم های طبیعی صورت می پذیرد و تولید سیالات سبک تر، راحت تر انجام می شود، درحالی که با گذشت زمان، در اثر عوامل مختلف، این تولیدات کاسته می شود. برای اینکه سیال درون ستون چاه های نفتی که پس از گذشت مدت زمان هایی از تولید، سنگین شده و تولید آنها رو به کاهش رفته است، تولید شوند، روش های متعددی بیان شده اند. از میان این روش ها، در این مطالعه به بررسی تزریق گاز در ستون چاه پرداخته خواهد شد. فرازآوری با گاز، یکی از روش های فرازآوری مصنوعی است که با هدف احیا و افزایش دبی بهینه چاه های نفتی مورد استفاده قرار می گیرد. در این مکانیسم ها، ترکیبات سبک گاز تزریقی وارد ترکیب نفت شده و باعث کاهش ویسکوزیته نفت مخزن و سبک شدن آن می گردد. در صورتی که گاز تزریقی غنی باشد ، هیدروکربن های سنگین گاز به سمت نفت حرکت می کنند و به مایع تبدیل می شوند. ترکیبات متوسط نفت نیز با گاز تزریقی ترکیب شده و ترکیب نفتی سبک تری را ایجاد می کنند؛ این ترکیب قدرت تحرک پذیری بالایی دارد و به راحتی تولید می گردد. در این روش، گاز پر فشار در نقطه ی مشخصی در درون ستون سیال موجود در چاه تزریق شده و باز این راه، چگالی متوسط و متعاقبا فشار وارد بر ته چاه را کاهش می دهد که نهایتا باعث فعال شدن مجدد چاه می گردد. در این مطالعه به دنبال تعریف سناریویی جدید هستیم که در صنعت نفت عمدتا عکس آن انجام می شود! در صنعت نفت این گونه است که تزریق عمدتا از لوله مغزی می باشد و تولید از لوله جداری است. در این پژوهش به دنبال تعریف سناریویی هستیم که تزریق از لوله جداری باشد و تولید از لوله مغزی. دلیل تعریف و بررسی این سناریو آن است که در تزریق از لوله مغزی، مشکلاتی اعم از خوردگی، از بین رفتن لوله جداری در حین تولید از آن و عدم امکان تعویض وجود دارد. در این مطالعه مشخص گردید که تولید نفت در شرایطی که گاز از درون لوله مغزی تزریق می شود، نسبت به شرایطی که تزریق گاز از فضای حلقوی صورت می گیرد، از راندمان بالاتری برخوردار است.

دبی نفت و گاز تولیدی از میادین نفتی به دلیل فاکتورهای مختلفی از قبیل کاهش فشار مخزن وتولید آب و گاز اضافی با کاهش روبه رو می شود. بنابراین، لازم است برخی روش ها برای جبران کاهش میزان تولید نفت و گاز مورد استفاده قرار گیرند. فرازآوری مصنوعی یکی از روش های افزایش دبی و عمر تولیدی مخزن است. انتخاب درست روش فرازآوری برای سودآوری طولانی مدت چاه های تولیدی از اهمیت خاصی برخوردار است. در حقیقت روش، ضعیف و نامناسب باعث کاهش تولید و افزایش هزینه های عملیاتی می شود. امروزه روش های فرازآوری مصنوعی، مکمل روش های ازدیاد برداشت نفت است. انتخاب یک روش فرازآوری که صرفا تولید را افزایش می دهد، ملاک نیست بلکه باید بر اساس شرایط هر میدان، چاه و نوع سیال، بهترین و مناسب ترین روش انتخاب شود. پنج روش متداول فرازآوری مصنوعی در جهان مورد استقبال قرار گرفته شده است که هر کدام از این روش ها برای استفاده و کاربرد در میدان مورد نظر باید متناسب با شرایط چاه و مخزن باشد. در این مطالعه ده چاه نفتی واقع در یکی از میادین نفتی جنوب غربی کشور که با افت فشار رو به رو شده است، مورد بررسی قرار می گیرد که ابتدا شرایط چاه و مخزن با روش موردنظر مقایسه و سپس گزینه های نامناسب حذف می گردد. بر اساس نتایج این مطالعه دو روش فرازآوری با گاز و پمپ الکتریکی شناور توسط نرم افزارهای PROSPER و GAP طراحی و بهینه سازی گردید و در نهایت، ارزیابی اقتصادی برای هر دو روش انجام شد. اگرچه نتایج هر دو روش قابل قبول بوده و باعث افزایش تولید می شود، ولی پمپ الکتریکی شناور نسبت به روش فرازآوری گاز اقتصادی تر بوده و استفاده از این روش برای این چاه ها توصیه می شود.

به طور ایده آل اگر در عملیات فرازآوری با گاز محدودیتی در دسترسی به گاز نباشد، می توان گاز کافی به هر چاه تزریق کرد تا مقدار تولید از مخزن به بیشترین مقدار خود برسد. اما معمولا مقدار گاز موجود و ظرفیت کمپرسورها محدود است و بنابراین باید مقدار بهینه ی گاز تزریقی تخصیصی برای هر چاه را مشخص کرد تا مقدار تولید در این شرایط حداکثر گردد. در این مقاله بهینه سازی مقدار گاز تزریقی تخصیصی برای چاه های یکی از میادین نفت سنگین غرب ایران در جهت افزایش تولید و بازده اقتصادی مطالعه شده است. مطالعات پیشین اغلب بر پایه ی کدنویسی، شبکه های عصبی و الگوریتم های مختلف و نیازمند وقت و هزینه ی زیاد جهت کدنویسی بوده است. در مقاله ی حاضر در ابتدا شبیه سازی چاه ها توسط نرم افزار پراسپر انجام شده و سپس منحنی های عملکرد فرازآوری با گاز (GLPC) هر سه چاه میدان ایجاد می شود. در ادامه انجام بهینه سازی نیازمند رابطه ای جهت محاسبه ی مقدار نفت تولیدی به ازای مقادیر مختلف گاز تزریقی است. بدین منظور توسط نرم افزار متلب منحنی های عملکرد با مدل های تجربی مختلف و یک مدل اصلاح شده توسط کاربر برازش شد و نتایج آنها با هم مقایسه گردید و در نهایت مطلوب ترین مدل جهت برازش انتخاب شد. نتایج نشان داد که مدل اصلاح شده توسط کاربر در مقایسه با سایر مدل ها بهترین نتیجه را دارد. این مدل مبنای محاسبات بهینه سازی قرار گرفت. در نهایت به کمک ابزار بهینه سازی سالور در نرم افزار اکسل و وارد کردن قیود مناسب در این ابزار، بهینه سازی تخصیص گاز به ازای مقادیر مختلف گاز در دسترس انجام گرفت. نتایج نشان داد که در صورت مدیریت و بهینه سازی با وجود کاهش قابل توجه گاز در دسترس مقدار تولید نفت اندکی کاهش می یابد.

امروزه روش های فرازآوری مصنوعی 1 به عنوان روش های کارآمد و مقرون به صرفه نقش ویژه ای در نگهداشت و یا افزایش تولید از میادین نفتی دنیا ایفا می کنند. در این میان، فرازآوری با گاز 2به دلیل انعطاف پذیری بالا نسبت به شرایط گسترده عملیاتی و سادگی نصب، راهبری و خدمات نگهداشت، همواره یکی از گزینه های برتر انتخابی برای روش های بهبود برداشت از میادین دنیا ارزیابی می گردد. یکی از چالش های راهبری سامانه فرازآوری با گاز پس از نصب بر روی چاه، بهینه سازی دبی تزریق گاز جهت دستیابی به حداکثر نسبت تولید به تزریق برای چاه های میدان است. تاکنون روش های متعددی برای بهینه سازی 3دبی تزریق گاز پیشنهاد شده است. استفاده از شبکه های عصبی مصنوعی 4یکی از این روش هاست و با توجه به کاربرد گسترده و نتایج قابل قبول آن در علوم مهندسی در این مطالعه مورد بررسی قرار گرفته است.
از نظر تئوری، دبی تزریق گاز 5 متناظر با بیشینه تولید نفت به عنوان دبی بهینه در نظر گرفته می شود اما با توجه به مشکلات عملیاتی، محدودیت منابع گاز و مباحث اقتصادی، این روش در صنعت مورد استفاده قرار نمی گیرد. در این مقاله معیار جدیدی برای تعیین دبی بهینه تزریق گاز به کارگرفته شده است که علاوه بر افزایش تولید، معیارهای اقتصادی را نیز در برمی گیرد.
بر اساس نتایج به دست آمده از مدل توسعه یافته با استفاده از هوش مصنوعی برای چاه های یکی از مخازن نفتی ایران، مشخص گردید که مدل پیشنهادی، سریع و دقیق بوده و ممی تواند کارشناسان را از صرف وقت زیاد برای شبیه سازی چاه جهت تعیین دبی بهینه تزریق گاز بی نیاز سازد. همچنین دبی تزریق به دست آمده با این مدل، هم زمان از نظر اقتصادی نیز بهینه بوده و به کارگیری آن موجب حداکثر شدن سودآوری پروژه های فرازآوری با گاز خواهد شد.

رشته ی تکمیلی زنده ساز روشی قدیمی برای تجهیز چاه به سامانه ی فرازآوری با گاز است که به دلیل سادگی اجرا و راهبری و هزینه ی کمتر نسبت به رشته ی تکمیلی مجهز به شیر تزریق گاز، به طور وسیعی برای چاه های قدیمی جنوب کشور استفاده شده است. البته این روش نقاط ضعف عملیاتی متعددی از جمله نیاز به فشار تزریق بیشتر، بازدهی انرژی کمتر، خوردگی لوله جداری تولیدی، عدم امکان نصب توپک و شیر ایمنی زیرسطحی 2 ، عدم امکان تغییر عمق تزریق بدون دکل و... دارد ] 1[. از سویی با افزایش توجه به حفظ ایمنی و یکپارچگی چاه ها در زمان طراحی تکمیل چاه ها در سالهای اخیر، ضرورت انجام مطالعه و ارزیابی فنی و اقتصادی رشته ی تکمیلی چاه های مجهز به فرازآوری با گاز بیش از پیش احساس می شود. در این مقاله ضمن شبیه سازی یکی از چاه های نفتی جنوب کشور با نرم افزار ،PROSPER عملکرد جریانی آینده ی چاه در سه سناریو؛ ادامه ی شرایط کنونی، فرازآوری با گاز با رشته ی تکمیلی مجهز به شیر تزریق گاز و فرازآوری با رشته ی تکمیلی زنده ساز، پیش بینی و مورد ارزیابی فنی و اقتصادی قرار گرفت. بر اساس نتایج حاصل صرف نظر از مسائل ایمنی و عملیاتی نوع رشته ی تکمیلی فرازآوری با گاز تفاوت قابل توجهی در عملکرد فنی چاه و نیز سودآوری میان مدت پروژه نخواهد داشت. بنابراین رشته ی تکمیلی مجهز به شیر تزریق گاز به دلیل مزایای ایمنی و عملیاتی به عنوان روش بهینه ی تکمیل معرفی شد.

فرازآوری با گاز، یکی از روش های فرازآوری مصنوعی است که با هدف افزایش دبی چاه های نفتی مورد استفاده قرار می گیرد. در این روش، گاز پر فشار به درون سیال موجود در چاه تزریق شده و بدین طریق دانسیته متوسط و متعاقبا فشار وارد بر ته چاه را کاهش می دهد. هدف اصلی در طراحی سیستم فرازآوری با گاز، یافتن دبی بهینه تزریق است. یافتن دبی بهینه از آن جهت اهمیت دارد که تزریق مقدار اضافی گاز، باعث کاهش تولید و افزایش هزینه می گردد. پارامترهای دیگری نیز در موفقیت عملیات دخیل هستند که چنانچه به دقت انتخاب نشوند، عملیات ناممکن و یا حداقل غیراقتصادی خواهد شد. تعدادی از این پارامترها عبارتند از: فشار تزریق گاز، فشار سرچاهی، عمق نصب شیر عملیاتی و شیرهای تخلیه، فاصله شیرها از یکدیگر و... .
در این مقاله با استفاده از نرم افزار PipeSim و به کمک تحلیل گره ای، تولید یک چاه نمونه مورد بررسی قرار می گیرد. در ابتدا، مدل ساخته شده با داده های واقعی مطابقت داده می شود و بر این اساس بهترین روابط معرف جریان چاه انتخاب می گردند. در ادامه، میزان تولید از چاه از طریق لوله ی مغزی و فضای حلقوی با هم مقایسه می شوند. سپس میزان دبی تولیدی با استفاده از روش فرازآوری با گاز برای هر دو حالت قبل، با درنظر گرفتن تاثیر پارامترهای مختلف و آزمایش های میزان حساسیت انجام گرفته و نتایج حاصل از آن مقایسه می گردند. در انتها، مقادیر بهینه پارامترهای موثر بر عملیات انتخاب می شوند. با توجه به جداول و نمودارها و نتایج حاصل از شبیه سازی، در شرایط یکسان، مشاهده شد که میزان دبی تولیدی از فضای حلقوی چاه X بیشتر از دبی تولیدی از لوله مغزی «8/7 2 است. با طراحی و نصب سامانه ی فرازآوری با گاز به صورت بسته یا نیمه بسته و نصب شیرهای تخلیه و شیر عملیاتی فرازآور در اعماق مناسب، علاوه بر دستیابی به نقطه تزریق عمیق تر و دبی تولیدی بیشتر، می توان مشکلات ناشی از نصب سیستم به صورت باز را به حداقل رساند. در جهت رفع این مشکلات، مقادیر بهینه پارامترهای مذکور انتخاب گردیده اند. به کار بستن بهینه سازی های معرفی شده در این مقاله، دبی تولیدی را تا نزدیک دو برابر مقدار اولیه خود افزایش می دهد.

امروزه تولید نفت به علت کاهش ذخایر و فشار مخازن با چالش های بسیاری رو به رو شده است و نیاز به استفاده از روش های ثانویه و ثالثیه ی برداشت نفت روز به روز افزایش می یابد. از مهم ترین روش های عملیاتی برای بهبود برداشت از چاه های نفتی و به خصوص در مخازن کم فشار، استفاده از فرازآوری با گاز می باشد که به دو روش طبیعی و مصنوعی انجام می گیرد. در فرازآوری با گاز طبیعی، از گاز موجود در لایه های مجاور لایه ی نفتی استفاده می شود. گاز لایه های مجاور به درون لوله مغزی هدایت می شود و بدین نحو، نفت، سبک و تولید افزایش می یابد. در این تحقیق یک میدان با چند لایه ی نفتی تولیدی و دو لایه ی گازی برای عملیات فرازآوری با گاز به صورت طبیعی انتخاب شده است. دو سناریو برای تولید از مخزن در نظر گرفته شده است: در سناریوی اول، مخزن به طور طبیعی تولید می کند و در سناریوی دوم از عملیات فرازآوری با گاز طبیعی استفاده شده و بهینه سازی انجام می گیرد. تولید توسط سناریوی دوم به مراتب بیشتر از سناریوی اول و افزایش هزینه ها بسیار ناچیز است. نکتهی دوم، بهینه سازی برای استفاده از عملیات فرازآوری با گاز طبیعی می باشد که به کمک الگوریتم ژنتیک انجام می پذیرد و برای این کار از کوپل این الگوریتم و شبیه ساز مخزن استفاده شده، بهترین جواب برای تنظیم شیرهای عملیات فرازآوری با گاز طبیعی انتخاب می شود.

بهینه سازی تولید به عنوان روشی برای افزایش بهره دهی چاه ها و دستیابی به حداکثر پتانسیل عملیاتی تولید چاه های یک میدان از طریق کاهش افت فشارهای مسیر تولید و یا به کارگیری روش های فرازآوری مصنوعی، ازجمله شیوه های تثبیت و یا افزایش تولید میادین نفتی است که معمولا در ابتدای دوره کاهش تولید میدان و در زمان کاهش فشار جریانی چاه ها به کار گرفته می شود. در این مطالعه، یکی از چاه های تولیدی نفت موجود در یکی از میادین نفتی کشور که به دلیل روند سریع افت فشار مخزن دارای مشکل افت فشار جریانی سرچاهی است، مورد مطالعه قرار می گیرد. بدین ترتیب که پس از بررسی شرایط جریانی کنونی چاه، سناریوهای مختلف بهینه سازی تولید شامل بهینه سازی رشته تکمیلی، نصب پمپ چند فازی1، فرازآوری مصنوعی با گاز2 و پمپ الکتریکی شناور3 برای این چاه شبیه سازی و طراحی می شود. سپس، شرایط تولید آتی چاه با درنظر گرفتن افت فشار ته چاهی و برش آب برای مدت 5 سال پیش بینی می گردد. نهایتا از طریق انجام ارزیابی اقتصادی و مقایسه ارزش خالص فعلی پروژه برای هر سناریو، اقتصادی ترین سناریو پیشنهاد می شود. براساس نتایج این مطالعه، اجرای هر یک از سناریوهای پمپ دوفازی، فرازآوری با گاز و پمپ الکتریکی شناور، علاوه بر افزایش تولید و فشار سرچاهی، زمان تداوم تولید چاه را از 1 سال(شرایط کنونی) به ترتیب به 4، 4 و 5 سال افزایش خواهد داد. نتایج ارزیابی اقتصادی نشان می دهد، اجرای سناریوهای بهینه سازی رشته تکمیلی، پمپ دوفازی، فرازآوری با گاز و پمپ الکتریکی شناور، موجب افزایش ارزش خالص فعلی پروژه از 15 میلیون دلار به ترتیب به 23، 123، 141 و 163 میلیون دلار ظرف مدت 5 سال خواهد شد.

فرازآوری با گاز یکی از متداول ترین روش های فرازآوری مصنوعی است که در بهره برداری از منابع هیدروکربوری مورد استفاده قرار می گیرد. فرازآوری با گاز درصورتی استفاده می شود که مخزن، فشار لازم برای رساندن سیال تولیدی به سرچاه را نداشته باشد یا دبی سیال تولیدی، اقتصادی نباشد. تا به حال روش های مختلفی برای بهینه سازی فرآیند فرازآوری با گاز که همه آن ها ازآنالیز نودال بهره می برند، ارائه شده است. مقاله پیش رو مدلی جدید را برای پیش بینی دبی تزریق گاز در فرایند فرازآوری با گاز، با استفاده از شبکه عصبی مصنوعی ارائه کرده است. برای این مطالعه، ابتدا مشخصات 134 چاه حفاری شده در ایران که باتوجه به افت فشار مخزن، شرایط کاندیدا شدن برای تولید با استفاده ازفرازآوری با گاز را دارند، جمع آوری و طبقه بندی شد. سپس، به منظور یافتن دبی بهینه تزریق گاز برای رسیدن به ماکزیمم نرخ تولید، این چاه ها درنرم افزار PROSPER مدل سازی شدند. درنهایت، با استفاده از اطلاعات خروجی نرم افزار، شبکه عصبی مناسب طراحی گردید. فشارجریانی سرچاه، فشارجریانی ته چاه، شاخص بهره دهی، قطرداخلی لوله مغزی، عمق محل مشبک کاری، درصد برش آب، ماکزیمم دبی تولید نفت، عمق تزریق گاز، چگالی مخصوص گاز تزریقی، فشار استاتیک ته چاه، چگالی نفت، نسبت گاز به نفت، فشار نقطه حباب و دمای مخزن، پارامترهای ورودی و دبی بهینه تزریق گاز، به عنوان پارامتر خروجی شبکه عصبی تعریف گردید. همچنین 70 درصد از چاه ها(94چاه) برای آموزش، 15درصد (20چاه) برای تست و 15درصد(20چاه) باقیمانده برای ارزیابی عمومیت شبکه اختصاص داده شد.

یکی از متداول ترین شیوه های فرازآوری مصنوعی، روش فرازآوری با گاز است. در این روش نرخ تولید نفت تابعی از متغیرهای چاه، مخزن و شرایط تولید است و معمولا با آنالیز گره ای که بسیار پرهزینه و زمان بر است محاسبه می شود. به طور کلی ویژگی ها و متغیرهای چاه ها و مخازن مختلف با یکدیگر متفاوت است؛ علاوه بر این متغیرهای یک چاه یا مخزن خاص نیز در طول زمان تغییر می کند. بنابراین ساخت مدلی که بتواند نرخ تولید نفت در عملیات فرازآوری با گاز را در مسائل مختلف با سرعت و دقت پیش بینی کند ضروری به نظر می رسد. در این مقاله با استفاده از برنامه ریزی ژنتیک یک مدل دقیق جهت پیش بینی نرخ تولید نفت ارائه شده است. مقایسه پیش بینی این مدل با آنالیز گره ای، دقت زیاد مدل را نشان می دهد (خطای میانگین نسبی 53/1 درصد و بیشینه خطای نسبی 5 درصد). البته سرعت مدل برنامه ریزی ژنتیک به مراتب از آنالیز گره ای بیشتر است.

وقتی که انرژی مخزن کمتر از انرژی لازم برای تولید مطلوب است، لازم است که یکی از روش های فرازآوری مصنوعی به کار رود تا انرژی لازم جهت بالا آوردن سیال به سطح را فراهم کند. فرازآوری با گاز به صورت پیوسته به عنوان رایج ترین روش فرازآوری مصنوعی است که در صنعت نفت استفاده می شود. در فرازآوری با گاز به صورت پیوسته گاز در فشار بالا در عمق مناسب در لوله مغزی تزریق می شود تا با مخلوط شدن گاز با نفت، زمینه تولید بیشتر آن را فراهم کند. هر چاهی یک نقطه بهینه در عملکرد فرازآوری با گاز دارد که در آن شرایط، بیشترین مقدار سیال را تولید می کند. به طور ایده آل، اگر محدودیتی در مقدار گاز در دسترس نباشد، گاز، به مقدار کافی می تواند به هر چاه تزریق شود تا بیشترین مقدار تولید از یک مخزن حاصل گردد، اگرچه معمولا مقدار گاز موجود محدود است. لذا جهت حداکثرکردن تولید، باید مقدار گاز تزریقی بهینه هر چاه مشخص گردد. دراین مطالعه، اختصاص گاز به 17 حلقه چاه مربوط به یکی ازمیادین جنوب ایران مورد بررسی قرارگرفته و هدف آن، تعیین میزان گازموردنیاز برای تزریق به هرچاه برای بیشینه کردن هر دو بازده تولیدی واقتصادی میدان است. باتوجه به پیچیدگی های مساله و توجه روزافزون به سیستم های هوشمند، درحل این مساله از یکی از الگوریتم های تکاملی به نام الگوریتم ژنتیک استفاده شده است. نتایج به دست آمده نشان دهنده افزایش قابل توجه نرخ تولید میدان تنها با تزریق گاز تولیدی ازخود مخزن است.

نرخ تولیدی مخازن عمولا در مراحل ابتدایی عمر نسبتا زیادی بوده و در ادامه با کاهش شدید مواجه می شود. با استفاده از روش های فرازآوری مصنوعی(بهویژه فرازآوری با گاز)، میتوان ضریب بازیافت نفت و عمر مفید مخزن را افزایش داد. با این حال رسیدن به نرخ تولید بیشتر در روش فرازآوری با گاز، نیازمند مطالعه دقیق و بهینهسازی عوامل موثر بر تزریق است. یکی از بهترین و جدیدترین روش ها، مقایسه برداشت از فضای حلقوی و لوله مغزی و در نهایت انتخاب روش بهصرفه تر و دارای بیشترین مقدار تولید است. در این مطالعه با استفاده از نرم افزار PIPESIM، فرازآوری با گاز در یکی از مخازن شکافدار جنوبغربی ایران شبیه سازی شده و تاثیر تغییر اندازه و عمق لوله مغزی و مقایسه تاثیر برداشت از فضای حلقوی و لوله مغزی در فرازآوری با گاز بر افزایش برداشت نفت بررسی شده و در نهایت از بین روش های شبیه سازی شده، روش بهینه انتخاب گردیده است.

فرازآوری مصنوعی با گاز یکی از مهمترین عملیات برای بهبود برداشت از چاه های نفتی دارای تولید کم یا فاقد تولید است. بهینهسازی این عملیات هم در طراحی عملیاتی (مثل تعیین عمق وفشار) و هم در حین عملیات (برای تعیین نرخ تزریق بهینه) انجام میشود. برای بهینه سازی تزریق گاز به عنوان مهمترین مساله در فرازآوری با گاز از الگوریتم های مختلفی استفاده میشود. این کار با درنظر گرفتن درآمدهای حاصل از افزایش تولید و هزینه های فرازآوری با گاز و بهویژه هزینه فشردهسازی گاز توسط کمپرسور انجام میپذیرد. توابع هدف مختلفی برای بهینهسازی فرازآوری مصنوعی با گاز در نظر گرفته می شود که مهمترین آنها تابع هزینه ها، تابع تولید نفت و تابع سود حاصله است. این مسئله میتواند در حالت های میزان گاز محدود و نامحدود حل شود. در این مقاله نگاهی به گام های مختلف حل مسئله شامل اثر نرخ تزریق گاز بر میزان سیال تولیدی، تعیین منحنی عملکرد فرازآوری با گاز، تعیین تابع هدف و روش حل خواهیم داشت. مهمترین الگوریتم های بهینه سازی شامل الگوریتم های گرافیکی، الگوریتمهای بهینه سازی عددی، الگوریتم های بهینه سازی معمولی و الگوریتمهای بهینهسازی ابتکاری است. گرچه هر کدام از این روش ها با تعیین تابع هدف مناسب میتواند به پاسخهای معتبری برسد، اما استفاده از روش های معمولی ریاضی یا ابتکاری به سبب سهولت در به کارگیری محدودیتها، انعطاف زیاد، دقت تعیین جواب بهینه و همچنین وجود نرم افزارهای متعدد بر سایر روش ها ارجحیت دارد

چاه های میدان مورد مطالعه در این مقاله که یکی از سازند آسماری و دیگری ازسازند بنگستان تولید میکنند، سالانه حدود 10 پام افت فشارتحتانی دارند؛ به طوری که در حال حاضر جریان دادن این چاه ها به مرحله اول تفکیک امکانپذیر نیست و پیش بینی می شود که در آینده و با ادامه روند فعلی تولید، این امر به کاهش بیشتر فشار جریانی سر چاهی بیانجامد. از جمله راه های موجود برای حفظ تولید، استفاده از روش های فرازآوری مصنوعی مثل سیستم فرازآوری با گاز است. در این مقاله به شبیه سازی فرازآوری با گاز در دو حلقه چاه که فشار سرچاهی یکی به دلیل تولید زیاد آب همراه، صفر شده و مقدار نفت تولیدی دیگری با وجود پتانسیلی بیشتر از نرخ تولید فعلی کاهش یافته، توسط نرم افزار PIPESIM پرداخته شده و مدلها با شرایط واقعی تطبیق داده میشوند

نرخ تولید از میادین نفتی با گذشت زمان، در اثر عوامل مختلف کاهش پیدا می کند. لذا نیاز است از روش هایی استفاده شود که تا حدی کاهش نرخ تولید نفت و گاز را جبران کند. فرازآوری مصنوعی جزء روش های افزایش میزان تولید از طریق کاهش فشار ته چاهی است. فرازآوری مصنوعی شامل پنج روش بوده و انتخاب بهترین روش برای هر میدان با توجه به شرایط حائز اهمیت است. در این مقاله ابتدا با استفاده از روش های تصمیم گیری چند معیاره، روش مناسب برای میدان مورد نظر انتخاب می شود که مدل مطالعه شده TOPSIS می باشد.(کدنویسی این روش چند معیاره توسط نرم افزار Matlab نوشته شده است) در این تحقیق از 25 پارامتر موثر در انتخاب روش فرازآوری برای یکی از میادین نفتی ایران استفاده شده که با مقایسه نتایج به دست آمده از روش های تصمیم گیری چند معیاره بهترین روش فرازآوری در این میدان انتخاب گردید. سپس با استفاده از برنامه شبیه ساز لوله تاثیر روش منتخب در افزایش میزان تولید مورد تحلیل و ارزیابی قرار گرفت.

این مقاله روشی برای کنترل و بهینه سازی یک سامانه تولید نفت با فرازآوری طبیعی گاز ارایه می دهد. فرایند فرازآوری طبیعی با گاز شامل تولید همزمان از یک مخزن نفتی و یک مخزن گازی است. در این فرایند، گاز فرازآور از ناحیه گازی به صورت کنترل شده وارد سامانه تولید نفت می شود. گسترش روزافزون فناوری چاه های هوشمند و در کنار آن به کارگیری گسترده ی ابزار اندازه گیری و کنترل درون چاهی به همراه روش های نوین انتقال و اخذ داده باعث شده است که کنترل سامانه های فرازآوری طبیعی با گاز به مراتب موثرتر و به روزتر انجام گیرد.
با این فناوری امکان بازبینی شرایط درون چاهی مانند فشار ناحیه گازی و کارآیی این ناحیه و نیز امکان کنترل درون چاهی مانند کنترل شیرهای جریان درون چاهی در ناحیه گازی فراهم می آید. در این بررسی، از یک کنترل کننده پسخور از نوع تناسبی- انتگرالی - مشتقی برای کنترل تزریق گاز استفاده شده و بهینه سازی این سامانه برای تعیین مقدار مقرر نرخ تزریق گاز، با روش تکامل تفاضلی انجام گرفته است.