NO312918B1

NO312918B1 - Method and apparatus for gas-lifted oil wells

Info

Publication number: NO312918B1
Application number: NO20006610A
Authority: NO
Inventors: Morten Dalsmo; Lars Noekleberg; Veslemoey Kristiansen; Kjetil Havre; Baard Jansen
Original assignee: Abb Research Ltd
Priority date: 1998-06-26
Filing date: 2000-12-22
Publication date: 2002-07-15
Also published as: NO20006610D0; NO20006610L

Description

Oppfinnelsens område Field of the invention

Foreliggende oppfinnelse vedrører en automatisk, modellbasert regulator for å stabilisere gassløftede oljebrønner. Regulatoren stabiliserer trykkene, temperaturene og strømningshastighetene i brønnen ved hjelp av en aktiv, tilbakekoplet styring og kontinuerlig manipulering av produksjonschokeåpningen og/eller åpningen av gassinjeksjonschoken som en dynamisk funksjon av tilgjengelige prosessmålinger. The present invention relates to an automatic, model-based regulator for stabilizing gas-lifted oil wells. The regulator stabilizes the pressures, temperatures and flow rates in the well using active feedback control and continuous manipulation of the production choke opening and/or gas injection choke opening as a dynamic function of available process measurements.

Systemet omfatter en produksjonschoke for styring av produkter fra oljebrønn og/eller en gassinjeksjonschoke for styring av løftegassen til ringrommet. The system comprises a production choke for controlling products from an oil well and/or a gas injection choke for controlling the lifting gas to the annulus.

Oppfinnelsens bakgrunn The background of the invention

Ustabile produksjonsforhold oppstår ofte i oljebrønner der gassløft brukes for å øke oljeproduksjonen. Dette er et stort problem da ustabilitetene ofte oppstår i det mest optimale driftsområdet for gassløftede brønner, noe som resulterer i at brønnen produserer mindre enn systemet er konstruert for. Unstable production conditions often occur in oil wells where gas lift is used to increase oil production. This is a major problem as the instabilities often occur in the most optimal operating range for gas-lifted wells, which results in the well producing less than the system is designed for.

Den ustabile produksjon av gassløftede brønner er ikke i samsvar med en jevn drift og impliserer sikkerhetsaspekter og nedstengningsrisiko. Den totale olje og gassproduksjon må vanligvis være mindre enn systemkonstruksjonskapasiteten (for eksempel av separatorene) som må være overdimensjonert for å ta av for toppene. Ustabil operasjon minker i stor grad løftegass-effektiviteten og fører til vanskeligheter i forbindelse med løftegassfordelingsberegninger. The unstable production of gas-lifted wells is not consistent with smooth operation and implies safety aspects and shutdown risks. The total oil and gas production must usually be less than the system design capacity (for example of the separators) which must be oversized to take off the peaks. Unstable operation greatly reduces lift gas efficiency and leads to difficulties in connection with lift gas distribution calculations.

Ustabil produksjon av gassløftede brønner kan skyldes en rekke faktorer så som uriktig gassløftstrengutforming, feil ventilsetting, gal størrelse på injeksjonsventilporten, variasjon i tilførselstrykk eller ventillekkasje samt plugging. Det er ofte vanskelig å finne årsakene til ustabilitetene. Som et resultat har man ofte brukt en pragmatisk innfallsvinkel for å på kort sikt løse problemene ved en ustabil produksjon. Dersom det oppstår en ustabil produksjon, vil operatøren for eksempel ofte øke mengden løftegass eller øke baktrykket ved å justere brønnhodeproduksjonschoken til en mindre åpning (choking). Selv om disse metodene kan være effektive for å redusere ustabilitetene, vil produksjonen fremdeles være ineffektiv ettersom det enten brukes for mye løftegass (høye kostnader og begrenset tilgang til løftegass) eller brønnen produserer mot et høyt baktrykk (ved lave strømnings-hastigheter). I de fleste tilfeller injiseres for mye gass inn i de gassløftede brønner eller så er produksjonshastig-heten ikke optimalisert. Unstable production of gas-lifted wells can be caused by a number of factors such as incorrect gas lift string design, incorrect valve setting, wrong size of the injection valve port, variation in supply pressure or valve leakage as well as plugging. It is often difficult to find the causes of the instabilities. As a result, a pragmatic approach has often been used to solve the problems of unstable production in the short term. If unstable production occurs, the operator will, for example, often increase the amount of lift gas or increase the back pressure by adjusting the wellhead production choke to a smaller opening (choking). Although these methods can be effective in reducing instabilities, production will still be inefficient as either too much lift gas is used (high costs and limited access to lift gas) or the well produces against a high back pressure (at low flow rates). In most cases, too much gas is injected into the gas-lifted wells or the production rate is not optimized.

I GB 2.252.797 gis en overordnet beskrivelse av en metode for hvordan man automatisk kan finne et mulig referansedriftspunkt (likevektspunkt) som er stabilt i åpent sløyfe (uten aktiv tilbakekopling) . Svakheten med denne metoden er at den ikke gir noen løsning på hvordan man skal kunne holde brønnen i referansedriftspunktet hvis dette punktet er ustabilt i åpen sløyfe (uten aktiv regulering). I GB 2.252.7 97 er hovedfokuset først og fremst oppstartsfasen for en gassløftbrønn for å finne et mulig driftspunkt, og metoden gir ingen løsning på stabiliseringsproblemet. Tvert imot vil man med denne metoden fjerne seg fra et operasjonspunkt hvis dette viser seg å være ustabilt. I følge beskrivelsen i GB 2.252.797 vil man etter fasene "Decompression" og "Start of the well production" gå inn i fasen "Stabilisation" der man kun venter på at betingelsene i brønnen skal stabiliseres av seg selv. Dette betyr at man ikke vil kunne oppholde seg i et naturlig ustabilt punkt. I følge GB 2.252.7 97 vil man, så lenge oljeproduksjonen holder seg innen visse forhåndsdefinerte grenser, ikke foreta seg noe. Hvis oljeproduksjonen overstiger denne grensen vil man stenge produksjonschoken sakte. For å stabilisere brønnen i et ustabilt punkt og holde brønnen der, kreves imidlertid tilstrekkelig hurtige og kontinuerlig justeringer av choken(e).. Langsomme justeringer av choken(e) etter at oljeproduksjonen har oversteget en forhåndsdefinert grense som beskrevet i GB 2-252.797 er ikke tilstrekkelige for å holde brønnen i et ustabilt referansedriftspunkt. GB 2,252,797 gives an overall description of a method for how to automatically find a possible reference operating point (equilibrium point) which is stable in open loop (without active feedback). The weakness of this method is that it does not provide any solution on how to keep the well in the reference operating point if this point is unstable in open loop (without active regulation). In GB 2.252.7 97, the main focus is primarily the start-up phase of a gas lift well to find a possible operating point, and the method does not provide a solution to the stabilization problem. On the contrary, with this method, you will remove yourself from an operating point if this turns out to be unstable. According to the description in GB 2,252,797, after the "Decompression" and "Start of the well production" phases, one will enter the "Stabilization" phase, where one only waits for the conditions in the well to stabilize by themselves. This means that you will not be able to stay in a naturally unstable point. According to GB 2.252.7 97, as long as oil production remains within certain predefined limits, no action will be taken. If oil production exceeds this limit, the production choke will be closed slowly. However, in order to stabilize the well at an unstable point and keep the well there, sufficiently rapid and continuous adjustments of the choke(s) are required.. Slow adjustments of the choke(s) after the oil production has exceeded a predefined limit as described in GB 2-252,797 is not sufficient to keep the well in an unstable reference operating point.

I den karakteriserende delen av GB 2.252.797 A blir det eksplisitt angitt at både produksjonschoken og gass-injeks jonschoken benyttes. Det står blant annet at: "....the two control valves are controlled as og "... the valves being controlled continuously Metoden som er angitt i GB 2.252.797 A kan altså ikke anvendes for kun én choke. Vi vil her presentere et nytt konsept som kan anvendes for kun én av chokene, men som også kan anvendes for begge chokene samtidig. In the characterizing part of GB 2,252,797 A, it is explicitly stated that both the production choke and the gas-injection ion choke are used. It says, among other things, that: "...the two control valves are controlled as and "... the valves being controlled continuously The method specified in GB 2,252,797 A cannot therefore be used for only one choke. Here we will present a new concept that can be used for only one of the chokes, but which can also be used for both chokes at the same time.

I den karakteriserende delen av GB 2.252.797 A blir det videre eksplisitt angitt at målingene som hele prinsippet baserer seg på tas på overflaten: "...as a function of the temperature and pressure measurements tåken at the surface and in the annular space". I figuren som illustrerer instrumenteringen på brønnen er det kun tatt med måling på brønnhodet, mens målinger i selve brønnen ikke er tatt med. Metoden som er angitt i GB 2.252.797 A anvender altså ikke målinger i brønnen slik som f.eks tilgjengelige målinger av nedihulls- og bunnhullstrykk. Dermed går man glipp av helt essensiell informasjon om ustabiliteter i brønnen. I metoden som presenteres her inkluderes denne viktige målingen i konseptet, og man vil kunne utnytte denne målingen hvis den er tilgjengelig. En slik måling er blitt relativt utbredt i nyere brønner. In the characterizing part of GB 2,252,797 A, it is further explicitly stated that the measurements on which the entire principle is based are taken on the surface: "...as a function of the temperature and pressure measurements the fog at the surface and in the annular space" . In the figure illustrating the instrumentation on the well, only measurements at the wellhead are included, while measurements in the well itself are not included. The method specified in GB 2,252,797 A therefore does not use measurements in the well such as, for example, available measurements of downhole and bottomhole pressure. As a result, essential information about instabilities in the well is missed. In the method presented here, this important measurement is included in the concept, and it will be possible to use this measurement if it is available. Such a measurement has become relatively widespread in recent wells.

Kort sammenfatning av oppfinnelsen Brief summary of the invention

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og et stabiliserende brønnstyresystem for stabilisering av gassløftede oljebrønner uten å bruke løftegass på en ineffektiv måte eller ved å introdusere et høyt, statisk baktrykk. De kjennetegnende trekk av fremgangsmåten er gitt i krav 1. De kjennetegnende trekk av det stabiliserende brønnstyresystem er gitt i krav 14. The present invention relates to a method and a stabilizing well control system for stabilizing gas-lifted oil wells without using lifting gas in an ineffective manner or by introducing a high, static back pressure. The characteristic features of the method are given in claim 1. The characteristic features of the stabilizing well control system are given in claim 14.

Dette konseptet for en modellbasert, stabiliserende brønnregulator for automatisk og direktekoplet (online) styring innehar en rekke oppfinneriske trekk. Først og fremst er konseptet i stand til å stabilisere trykkene, temperaturene og strømningshastighetene i en gassløftet brønn i et driftspunkt som er ustabilt i åpen sløyfe (dvs uten aktiv styring). De ustabile produksjonsfenomenene for en gassløftet brønn elimineres uten å øke den midlere gassløftinjeksjonsmengde ved hjelp av aktiv og kontinuerlig manipulering av produksjonschokeåpningen og/eller åpningen av gassinjeksjonschoken som en dynamisk funksjon av tilgjengelige prosessmålinger. Den modellbaserte, stabiliserende gassløftbrønnregulator tilveiebringer en måte å stabilisere gassløftede brønner på ved hjelp av et utvalg av tilgjengelige målingsanordninger (følere). Det modellbaserte, stabiliserende gassløftbrønnstyresystem er også kjennetegnet ved at reguleringsavviket (styrefeilen), som er en funksjon av et eksternt gitt (ofte optimalt beregnet) referansedriftspunkt og det virkelige driftspunkt, til enhver tid kan minimeres med hensyn til en forhåndsbestemt, modellbasert (integral) norm. This concept for a model-based, stabilizing well regulator for automatic and directly connected (online) control has a number of inventive features. First and foremost, the concept is able to stabilize the pressures, temperatures and flow rates in a gas-lifted well at an operating point that is unstable in open loop (ie without active control). The unstable production phenomena of a gas lifted well are eliminated without increasing the average gas lift injection rate by active and continuous manipulation of the production choke opening and/or the opening of the gas injection choke as a dynamic function of available process measurements. The model-based stabilizing gas lift well controller provides a way to stabilize gas lift wells using a selection of available measurement devices (sensors). The model-based, stabilizing gas lift well control system is also characterized by the fact that the regulation deviation (control error), which is a function of an externally given (often optimally calculated) reference operating point and the real operating point, can be minimized at all times with respect to a predetermined, model-based (integral) norm .

Kort omtale av figurene Brief description of the figures

Fig. 1 viser skjematisk en gassløftet oljebrønn omfattende de mest vanlige målinger. Fig. 2 viser en ustabil produksjon versus tid for en gassløftet oljebrønn simulert i multifasesimulatoren OLGA. Fig. 3 viser typiske løfteytelseskurver for både en stabil og en ustabil gassløftet oljebrønn. Fig. 4 viser skjematisk reguleringsstrukturen ifølge oppfinnelsen. Fig. 5 viser en åpensløyfesimulering av en eksperimentell gassløftet brønn ved hjelp av en ikke-lineær gassløftet brønnmodell ifølge oppfinnelsen. Fig. 6 viser inngangsverdier, utgangsverdier og forstyrrelser for en lineær tilstandsromgassløftbrønn-modell. Fig. 7 viser et Bode-plot av overføringsfunksjonen fra gassinjeksjonschoken til brønnhodetrykket for en eksperimentell, gassløftet brønn. Fig. 8 viser en typisk overføringsfunksjon fra produksjonskurven av ringromstrykket, både den beregnede verdien (x) og den tilpassede modell (heltrukken). Fig. 9 viser en mulig reguleringsstruktur for kontroll av brønnhodetrykket ved hjelp av gassinjeksjonschoken. Fig. 10 viser inngangsverdiene og utgangsverdiene for den lineære tilstandsrommodellen som representerer en lokal, lineær, stabiliserende gassløftbrønnregulator. Fig. 11 viser den totale, modellbaserte, stabiliserende gassløftregulator ifølge oppfinnelsen omfattende flere stabiliserende gassløftregulatorer. Fig. 12 viser strukturen for stabilisering av gassløftede brønner ved hjelp av målinger av brønnhodetrykk og en modellbasert regulator for manipulering av gassinjeksjonschoken. Fig. 13 viser strukturen for stabilisering av den gass-løftede brønn ved hjelp av målinger av bunnhullstrykket og Fig. 1 schematically shows a gas-lifted oil well including the most common measurements. Fig. 2 shows an unstable production versus time for a gas-lifted oil well simulated in the multiphase simulator OLGA. Fig. 3 shows typical lifting performance curves for both a stable and an unstable gas-lifted oil well. Fig. 4 schematically shows the regulation structure according to the invention. Fig. 5 shows an open-loop simulation of an experimental gas-lifted well using a non-linear gas-lifted well model according to the invention. Fig. 6 shows input values, output values and disturbances for a linear state space gas lift well model. Fig. 7 shows a Bode plot of the transfer function from the gas injection choke to the wellhead pressure for an experimental gas-lifted well. Fig. 8 shows a typical transfer function from the production curve of the annulus pressure, both the calculated value (x) and the adapted model (the full train). Fig. 9 shows a possible regulation structure for controlling the wellhead pressure by means of the gas injection choke. Fig. 10 shows the input values and the output values for the linear state space model representing a local, linear, stabilizing gas lift well controller. Fig. 11 shows the total, model-based, stabilizing gas lift regulator according to the invention comprising several stabilizing gas lift regulators. Fig. 12 shows the structure for stabilizing gas-lifted wells using wellhead pressure measurements and a model-based regulator for manipulating the gas injection choke. Fig. 13 shows the structure for stabilizing the gas-lifted well using measurements of the bottomhole pressure and

en modellbasert regulator for manipulering av gassinj eksj onschoken. a model-based regulator for manipulating the gas injection shock.

Fig. 14 viser stabilisering av brønnhodetrykk (venstre) og stabilisering av Fig. 14 shows stabilization of wellhead pressure (left) and stabilization of

oljeproduksjons(masse)strømningshastigheten (høyre). the oil production (mass) flow rate (right).

Fig. 15 viser strukturen for stabilisering av den gassløftede brønn ved hjelp av målinger av Fig. 15 shows the structure for stabilizing the gas-lifted well using measurements of

massestrømningshastigheten av løftegass inn i produksjonsrøret (LGR) og en modellbasert regulator for manipulering av gassinjeksjonschoken. the mass flow rate of lift gas into the production tube (LGR) and a model-based controller for manipulating the gas injection choke.

Fig. 16 viser stabilisering av LGR (venstre) og stabilisering av Fig. 16 shows stabilization of LGR (left) and stabilization of

Fig. 17 viser strukturen for stabilisering av den gassløftede brønn ved hjelp av et estimat for LGR og en modellbasert regulator for manipulering av gassinjeksjonschoken. Fig. 18 viser strukturen for stabilisering av den gassløftede brønn ved hjelp av et estimat for LGR og en modellbasert regulator for manipulering av gassinjeksjonschoken. Fig. 19 viser strukturen for stabilisering av den gassløftede brønn ved hjelp av målinger for bunnhullstrykk og en modellbasert regulator for manipulering av produksj onschoken. Fig. 20 viser stabilisering av bunnhullstrykket (ovenpå) og stabilisering av oljeproduksjon(masse)strømningshastigheten (nede). Fig. 21 viser strukturen for stabilisering av den gassløftede brønn ved hjelp av målinger for ringromstrykk og en modellbasert regulator for manipulering av produksjonschoken. Fig. 22 viser stabilisering av ringromstrykk (ovenpå) og stabilisering av oljeproduksjon(masse)strømningshastigheten (nede). Fig. 23 viser den multivariable styringsstruktur for stabilisering av den gassløftede brønn ved hjelp av målinger av brønnhodetrykk, foringsrørtrykk, LGR og en modellbasert regulator for manipulering av Fig. 17 shows the structure for stabilizing the gas-lifted well using an estimate for LGR and a model-based regulator for manipulating the gas injection choke. Fig. 18 shows the structure for stabilizing the gas-lifted well using an estimate for LGR and a model-based regulator for manipulating the gas injection choke. Fig. 19 shows the structure for stabilizing the gas-lifted well using bottomhole pressure measurements and a model-based regulator for manipulating the production shock. Fig. 20 shows stabilization of bottomhole pressure (top) and stabilization of oil production (mass) flow rate (bottom). Fig. 21 shows the structure for stabilizing the gas-lifted well using annulus pressure measurements and a model-based regulator for manipulating the production shock. Fig. 22 shows stabilization of annulus pressure (top) and stabilization of oil production (mass) flow rate (bottom). Fig. 23 shows the multivariable control structure for stabilizing the gas-lifted well using measurements of wellhead pressure, casing pressure, LGR and a model-based regulator for manipulating

produksjonschoken og gassinjeksjonschoken. the production choke and the gas injection choke.

Fig. 24 viser stabilisering av ringromstrykk (venstre) og stabilisering av LGR (høyre). Fig. 25 viser stabilisering av brønnhodetrykk (ovenpå) og stabilisering av Fig. 24 shows stabilization of annulus pressure (left) and stabilization of LGR (right). Fig. 25 shows stabilization of wellhead pressure (top) and stabilization of

oljeproduksjons(masse)strømningshastigheten (nede). the oil production (mass) flow rate (down).

Detaljert beskrivelse Detailed description

Fig. 1 viser skjematisk en gassløftet oljebrønn omfattende et produksjonsrør 1, en variabel choke 2 for styring av produksjonsstrømningsmengden og en variabel choke 3 for styring av løftegassinjeksjonen. Produksjonschoken 2 er anordnet i produksjonsrøret 1 og gassinjeksjonschoken er anordnet på gassinjeksjonsledningen 4. Brønnen har enten et ringformet rom 5 mellom produksjonsrøret 1 og foringsrøret 10, eller et separat gasstilførselsrør for injeksjon av trykksatt gass fra kilden 7" ved den nedre ende av produksjonsrøret 1. En eller flere gassløftventiler/dyser 6 (avlastningsventiler) er jevnt fordelt langs produksjons-røret 1, idet gassen under normal drift vanligvis injiseres gjennom den nederste av disse ventiler. I. tilfelle av et ringformet rom 5 (ringformet rom 5 er vist på fig. 1) er en pakning 8 anordnet nær den nedre ende av produksjonsrøret 1 for å stoppe fluid fra å penetrere inn i ringrommet 5 som er fylt med trykksatt gass. En brønnhodesammenstilling 9 gjør ringrommet lekkasjetett og kan utstyres med anordninger for måling av både brønnhodetrykk 11 og brønnhodetemperatur 12. I noen tilfeller er det også mulig å måle produksjons(masse)strømningshastigheten 13 direkte. I tillegg kan gassledningen 4 omfatte en innretning 14 for måling av trykk i ringrommet (forings/ringromstrykk), en temperatur-føler for måling av ringroms (forings)-temperaturen 18 og en innretning 15 for måling av strømningshastigheten av den trykksatte gass. Noen brønner er også utstyrt med følere for måling av bunnhullstrykket 16. I dag eksisterer det ingen målings-innretninger for måling av gassinjeksjons-hastigheten 17 fra ringrommet 5 til produksjonsrøret 1 (benevnet løftegassrate (LGR)), men det er imidlertid mulig å estimere denne. Fig. 1 schematically shows a gas-lifted oil well comprising a production pipe 1, a variable choke 2 for controlling the production flow quantity and a variable choke 3 for controlling the lifting gas injection. The production choke 2 is arranged in the production pipe 1 and the gas injection choke is arranged on the gas injection line 4. The well has either an annular space 5 between the production pipe 1 and the casing pipe 10, or a separate gas supply pipe for injecting pressurized gas from the source 7" at the lower end of the production pipe 1. One or more gas lift valves/nozzles 6 (relief valves) are evenly distributed along the production pipe 1, the gas during normal operation being usually injected through the lowermost of these valves. I. case of an annular space 5 (annular space 5 is shown in fig. 1) a gasket 8 is provided near the lower end of the production pipe 1 to stop fluid from penetrating into the pressurized gas-filled annulus 5. A wellhead assembly 9 makes the annulus leak-proof and can be equipped with devices for measuring both wellhead pressure 11 and wellhead temperature 12. In some cases it is also possible to directly measure the production (mass) flow rate 13. I to In addition, the gas line 4 may comprise a device 14 for measuring pressure in the annulus (lining/annular space pressure), a temperature sensor for measuring the annulus (lining) temperature 18 and a device 15 for measuring the flow rate of the pressurized gas. Some wells are also equipped with sensors for measuring the bottom hole pressure 16. Today, no measuring devices exist for measuring the gas injection rate 17 from the annulus 5 to the production pipe 1 (called lift gas rate (LGR)), but it is however possible to estimate this .

Fig. 2 viser en typisk ustabil produksjonssekvens (også benevnet ringromssykluser, ringromshodesykluser eller ringromsgrensesykluser) versus tid i forbindelse med en gassløftet oljebrønn. Ved de høyeste gassinjeksjons-strømningshastigheter er trykkfallet i røret 1 dominert av friksjon. Dersom gass-olje-forholdet (GOR) øker, vil rørtrykket øke, noe som vil redusere gassinjeksjons-strømningshastigheten. Dette området sikrer derfor en stabil produksjon. Ved lave gassinjeksjonsstrømnings-hastigheter dominerer imidlertid den hydrostatiske trykkgradienten trykkfallet i produksjonsrøret 1. En liten økning i GOR resulterer da i et lavere trykk i røret 1, noe som fører til en større gassinjeksjonsstrømningsmengde 17 fra ringrommet 5 til produksjonsrøret 1 gjennom nedihulls-gassløftventilen 6. Da gassmengden begrenses av en gassinjeksjonschoke 3 ved brønnhodet 9 vil gasstrykket 14 i ringrommet reduseres. Etter en tid vil derfor gassmengden 17 til produksjonsrøret reduseres, noe som resulterer i en lavere oljeproduksjonsmengde. Ved lavere Fig. 2 shows a typical unstable production sequence (also called annulus cycles, annulus head cycles or annulus boundary cycles) versus time in connection with a gas-lifted oil well. At the highest gas injection flow rates, the pressure drop in pipe 1 is dominated by friction. If the gas-oil ratio (GOR) increases, the pipe pressure will increase, which will reduce the gas injection flow rate. This area therefore ensures stable production. At low gas injection flow rates, however, the hydrostatic pressure gradient dominates the pressure drop in the production pipe 1. A small increase in GOR then results in a lower pressure in the pipe 1, which leads to a larger gas injection flow rate 17 from the annulus 5 to the production pipe 1 through the downhole gas lift valve 6. As the amount of gas is limited by a gas injection choke 3 at the wellhead 9, the gas pressure 14 in the annulus will be reduced. After some time, the amount of gas 17 to the production pipe will therefore be reduced, which results in a lower oil production amount. At lower

gassinjeksjonsmengder vil brønnen derfor være iboende ustabil til tross for det faktum at brønnene drives mest effektivt i stigningen av løfteytelseskurven. Fig. 3 viser en typisk løfteytelseskurve for gassløftede brønner. Den heltrukne kurven tilsvarer injisering av løftegass direkte gjennom den nederste gassinjiserings-ventil 6 ved en uforandret hastighet. Dette fungerer åpenbart dårlig og den stiplede kurve viser den resulterende, gjennomsnittlige produksjon når løftegassen injiseres med konstant hastighet gjennom gassinjiserings-choken 3. I begge tilfeller vises den resulterende oljeproduksjonsmengde som en funksjon av mengden injisert løftegass. På grunn av en ustabil produksjon ved lave gassinjiseringsmengder når løftegassen injiseres gjennom gassinjeksjonschoken 3, ses det fra fig. 3 at tapene i gjennomsnittlig produksjon er høy ved ustabile produksjonsforhold (stiplede kurve) sammenlignet med stabile driftsforhold (heltrukken kurve). Med den modellbaserte, stabiliserende regulator ifølge oppfinnelsen kan brønnen på fig. 3 drives på eller meget nært den stabile, heltrukne kurve. Fig. 4 viser skjematisk den modellbaserte, stabiliserende, brønnregulatorstrukturen ifølge foreliggende oppfinnelse. Regulatorstrukturen anvender et eksternt gitt (ofte optimalt beregnet) referansepunkt og en eller flere prosessmålinger (eller et estimat av disse) for å beregne åpningen av produksjonschoken 2 og/eller gas injection rates, the well will therefore be inherently unstable despite the fact that the wells are operated most efficiently on the rise of the lift performance curve. Fig. 3 shows a typical lift performance curve for gas lifted wells. The solid curve corresponds to injection of lift gas directly through the lower gas injection valve 6 at an unchanged speed. This obviously works poorly and the dashed curve shows the resulting average production when the lift gas is injected at a constant rate through the gas injection choke 3. In both cases the resulting oil production rate is shown as a function of the amount of lift gas injected. Due to an unstable production at low gas injection quantities when the lift gas is injected through the gas injection choke 3, it can be seen from fig. 3 that the losses in average production are high in unstable production conditions (dashed curve) compared to stable operating conditions (solid curve). With the model-based, stabilizing regulator according to the invention, the well in fig. 3 is operated on or very close to the stable, fully drawn curve. Fig. 4 schematically shows the model-based, stabilizing, well regulator structure according to the present invention. The regulator structure uses an externally given (often optimally calculated) reference point and one or more process measurements (or an estimate of these) to calculate the opening of the production choke 2 and/or

gassinjeksjonschoken 3. Den foretrukne modus for det eksternt fastsatte referansepunkt er angivelsen av den optimale LGR 17 (gassmengden gjennom nedihullsgass-injeksjonsventilen). the gas injection choke 3. The preferred mode for the externally set reference point is the indication of the optimum LGR 17 (gas quantity through the downhole gas injection valve).

For å analysere og utforme regulatorer for gassløftede brønner utformes den stabiliserende regulator og, hvis aktuelt, estimatoren på grunnlag av en dynamisk modell av systemet. Løsningen ifølge oppfinnelsen er derfor en struktur for en forenklet, dynamisk ikke-lineær modell basert på fysiske prinsipper av gassløftede brønner egnet for regulering og estimatorutforming. Hovedhensikten med denne dynamiske modell er å beskrive samvirkningene mellom ringrommet 5 og røret 1 som fører til den ustabile oppførselen (hodegrensesykluser) ved lave og midlere gassinjeksjonsmengder. I tillegg er det nødvendig at disse modellene blir stabile ved store gassinjeksjonsmengder. To analyze and design regulators for gas-lifted wells, the stabilizing regulator and, if applicable, the estimator are designed on the basis of a dynamic model of the system. The solution according to the invention is therefore a structure for a simplified, dynamic non-linear model based on physical principles of gas-lifted wells suitable for regulation and estimator design. The main purpose of this dynamic model is to describe the interactions between the annulus 5 and the pipe 1 which lead to the unstable behavior (head limit cycles) at low and medium gas injection quantities. In addition, it is necessary that these models become stable at large gas injection quantities.

Idéen er å bruke en enkel modell som i utgangspunktet baserer seg på tre differensialligninger med en massebalanse i røret 1 og ringrommet 5 og et par algebraiske (tilstands-)ligninger for å tilnærme energi og momentbalansene. En mer komplisert og nøyaktig modell kan eventuelt også anvendes, der energi og impulsbalansene er beskrevet av differensialligninger. The idea is to use a simple model which is basically based on three differential equations with a mass balance in the pipe 1 and the annulus 5 and a couple of algebraic (state) equations to approximate the energy and moment balances. A more complicated and accurate model can possibly also be used, where the energy and impulse balances are described by differential equations.

Strukturen av en ikke-lineær, dynamisk gassløftbrønnmodell ifølge oppfinnelsen omfatter: The structure of a non-linear, dynamic gas lift well model according to the invention includes:

• Modell av rørene (ringrom 5 og rør 1): • Model of the pipes (annulus 5 and pipe 1):

1. Tre ordinære differensielle ligninger som bevarer 1. Three ordinary differential equations that conserve

massene i ringrommet 5 og røret 1. the masses in the annulus 5 and the pipe 1.

2. Algebraiske (tilstands)ligninger som relaterer trykk, 2. Algebraic (state) equations relating pressure,

temperatur og væske og gassoppfylling til hverandre i ringrommet 5 og rør 1. temperature and liquid and gas filling to each other in annulus 5 and tube 1.

3. Algebraiske ligninger for trykkhode. 3. Algebraic equations for pressure head.

• Modell av gassinjeksjonschoken 3: En algebraisk ligning som beskriver forholdet mellom trykket oppstrøms og nedstrøms gassinjeksjonschoken 3 og massestrømnings-hastigheten gjennom choken. En mulig ligning som kan brukes er: • Model of the gas injection choke 3: An algebraic equation that describes the relationship between the pressure upstream and downstream of the gas injection choke 3 and the mass flow rate through the choke. A possible equation that can be used is:

Her er (Vjø/tegassmassestrømningshastigheten gjennom gassinjeksjonschoken 3, u( 3) åpningen av gassinjeksjonschoken 3, og Pu, o) og Pd, o) er oppstrøms- og nedstrøms-trykk av gassinjeksjonschoken 3. C( 3) er en konstant parameter som avhenger av gassinjeksjonschoken som brukes. Here, (Vjø/tea gas mass flow rate through the gas injection choke 3, u( 3) is the opening of the gas injection choke 3, and Pu, o) and Pd, o) are upstream and downstream pressures of the gas injection choke 3. C( 3) is a constant parameter that depends of the gas injection choke used.

Modell av gassinjeksjonsdysen 6: En algebraisk ligning som beskriver forholdet mellom trykket oppstrøms og nedstrøms gassinjeksjonsdysen 6 og massestrømnings-hastigheten gjennom dysen 17. Ligningen vil variere avhengig av gassinjeksjonsstrømningshastigheter som brukes. Model of the gas injection nozzle 6: An algebraic equation describing the relationship between the pressure upstream and downstream of the gas injection nozzle 6 and the mass flow rate through the nozzle 17. The equation will vary depending on the gas injection flow rates used.

Modell av produksjonschoken 2: En algebraisk ligning som beskriver forholdet mellom trykket oppstrøms og nedstrøms produksjonschoken 2 og massestrømningshastig-heten 13 av gass og væske gjennom choken 2. En mulig ligning som kan brukes er: Model of the production choke 2: An algebraic equation that describes the relationship between the pressure upstream and downstream of the production choke 2 and the mass flow rate 13 of gas and liquid through the choke 2. A possible equation that can be used is:

Her er Wtotaiden totale massestrømningshastighet gjennom produks jonschoken 2, u( 2) er åpningen av produksjonschoken 2, og Pu,( 2> og Pd, ( 2j er oppstrøms- og nedstrøms-trykk av produks jonschoken 2. C( 2) er en konstant parameter som avhenger av produksjonschoken som anvendes. Here, Wtotaide is the total mass flow rate through the product ion choke 2, u( 2) is the opening of the production choke 2, and Pu,( 2> and Pd, ( 2j are upstream and downstream pressures of the product ion choke 2. C( 2) is a constant parameter that depends on the production shock used.

En fordel med den foreliggende modellstruktur er: An advantage of the present model structure is:

Den er kompakt (bare et sett av ordinære, differensielle It is compact (just a set of ordinary, differential

ligninger og algebraiske ligninger) equations and algebraic equations)

Det er i hovedsak mulig å fange den dynamiske oppførsel av gassløftede brønner både ved lave, midlere (ustabile operasjonsbetingelser) og høye (stabile operasjonsbetingelser) gassinjeksjonsmengder. It is essentially possible to capture the dynamic behavior of gas-lifted wells both at low, medium (unstable operating conditions) and high (stable operating conditions) gas injection quantities.

Modellen kan lett lineariseres, dvs at den er egnet for regulator- og estimatorutforming. • Parametrene i modellen kan justeres slik at modellen passer målte sanntidsserier av trykk, temperatur og strømningshastigheter fra en gassløftet brønn. • Parametrene i modellen kan justeres slik at modellen passer simulerte tidsserier av trykk, temperatur og strømningshastigheter fra en gassløftet brønn modellert i en rigorøs multifasesimulator som baserer seg på partielle differensial-algebraiske ligninger. The model can be easily linearized, i.e. it is suitable for regulator and estimator design. • The parameters in the model can be adjusted so that the model fits measured real-time series of pressure, temperature and flow rates from a gas-lifted well. • The parameters in the model can be adjusted so that the model fits simulated time series of pressure, temperature and flow rates from a gas-lifted well modeled in a rigorous multiphase simulator that is based on partial differential-algebraic equations.

Fig. 5 viser en åpen sløyfesimulering der strukturen ifølge oppfinnelsen er anvendt for å modellere en ustabil, eksperimentell gassløftet brønn. Modellen er implementert og simulert i MATLAB. Som det ses fra simulerings-resultatene er modellen i stand til å fange opp de oscillerende grensesyklusforhold, også kjent som foringshode, i den eksperimentelle gassløftede brønn. Fig. 5 shows an open loop simulation where the structure according to the invention is used to model an unstable, experimental gas-lifted well. The model is implemented and simulated in MATLAB. As seen from the simulation results, the model is able to capture the oscillating limit cycle conditions, also known as casing head, in the experimental gas-lifted well.

En ikke-lineær, dynamisk gassløftet brønnmodell ifølge foreliggende struktur kan brukes direkte som del av den modellbaserte, stabiliserende gassløfteregulator vist på fig. 4. Det er imidlertid noen ganger vanskelig å utforme en modellbasert regulator basert på en ikke-lineær modell. Den foretrukne måte å anvende den avledede ikke-lineære modell vil derfor være linearisering. For lokalt å fange den dynamiske opptreden av et ustabilt operasjonspunkt av en gassløftet oljebrønn, kan den ikke-lineære modell ifølge foreliggende struktur beskrevet ovenfor lineariseres i det foreliggende operasjonspunkt. Ved å representere den lokale dynamikk av en gassløftet brønn ved hjelp av en lineær tilstandsrommodell, eller tilsvarende en transferfunksjons-modell, vil man lokalt fange opp den dynamiske opptreden i nærheten av et ustabilt operasjonspunkt. En lineær tilstandsrommodell av en gassløftet brønn vil generelt ha følgende format: A non-linear, dynamic gas lift well model according to the present structure can be used directly as part of the model-based, stabilizing gas lift controller shown in fig. 4. However, it is sometimes difficult to design a model-based controller based on a non-linear model. The preferred way of applying the derived non-linear model will therefore be linearisation. In order to locally capture the dynamic behavior of an unstable operating point of a gas-lifted oil well, the non-linear model according to the present structure described above can be linearized in the present operating point. By representing the local dynamics of a gas-lifted well using a linear state space model, or equivalently a transfer function model, one will locally capture the dynamic behavior in the vicinity of an unstable operating point. A linear state space model of a gas-lifted well will generally have the following format:

Her er x( t) nx\-tilstandsromvektoren (i en foretrukket utførelse n=3 der tilstandsrommet representerer massen av gass i ringrommet 5 og røret 1 og massen av væske i røret 1) . u( t) er 2x1-vektoren av regulatorinngangsverdiene (åpning av produksjonschoken 2 og gassinjekssjonschoken 3), d( t) er kxl-vektoren av forstyrrelsene (£=5 i en foretrukken utførelse. Se beskrivelsen nedenfor). Endelig så er y( t) p x 1 -ve kt oren av utgangsverdiene (i en foretrukken utførelse tilsvarer y( t) målte og/eller estimerte fysiske verdier). Parametrene av matrisene A, B, C, D, E og F avhenger av operasjonspunktet der den ikke-lineære modell er linearisert. En mer eller mindre tilsvarende representasjon av denne lineære tilstandsrommodell er den tilsvarende transferfunksjonrepresentasjonen: Here x(t) is the nx\ state space vector (in a preferred embodiment n=3 where the state space represents the mass of gas in the annulus 5 and the pipe 1 and the mass of liquid in the pipe 1). u( t) is the 2x1 vector of the regulator inputs (opening of the production choke 2 and the gas injection choke 3), d( t) is the kxl vector of the disturbances (£=5 in a preferred embodiment. See description below). Finally, y(t) is the p x 1 vector of the output values (in a preferred embodiment, y(t) corresponds to measured and/or estimated physical values). The parameters of the matrices A, B, C, D, E and F depend on the operating point where the nonlinear model is linearized. A more or less equivalent representation of this linear state space model is the corresponding transfer function representation:

Her er y( s) og ufs) Laplace-transformasjonene av y( t) og u( t). Here y( s) and ufs) are the Laplace transforms of y( t) and u( t).

De lineære tilstandsromgassløftbrønnmodellene har de følgende inngangsverdier: The linear state space gas lift well models have the following input values:

• Åpning av gassinjeksjonschoken 3 • Opening the gas injection choke 3

og/eller and or

• Åpning av produksjonschoken 2 • Opening the production choke 2

og den har de følgende utgangsverdier: and it has the following output values:

Brønnhodetrykk 11 Wellhead pressure 11

og/eller and or

• Bunnhullstrykk 16 • Bottom hole pressure 16

og/eller and or

• Ringromstrykk 14 • Annular pressure 14

og/eller and or

• Gassmassestrømning gjennom gassinjeksjonsventilen 17 • Gas mass flow through the gas injection valve 17

og/eller and or

• Ringromstemperatur 18 • Ring room temperature 18

og/eller and or

• Gassmassestrømning gjennom gassinjeksjonschoke 15 • Gas mass flow through gas injection choke 15

og de følgende forstyrrelser: and the following disturbances:

• Trykk og temperatur oppstrøms gassinjeksjonschoken 3 • Pressure and temperature upstream of the gas injection choke 3

og/eller and or

• Trykk og temperatur i reservoaret • Pressure and temperature in the reservoir

og/eller and or

• Trykk nedstrøms produksjonschoken 2 • Press downstream the production choke 2

Fig. 6 viser alle mulige inngangsverdier, utgangsverdier og forstyrrelser for den lineære tilstandsromgassløftbrønn-modellen. Fig. 6 shows all possible input values, output values and disturbances for the linear state space gas lift well model.

Vi har oppfunnet to måter å generere disse typene lineære gassløftbrønnmodellene på: 1. Numerisk eller analytisk linearisering av en ikke-lineær dynamisk gassløftbrønnmodell ifølge foreliggende struktur beskrevet ovenfor. We have invented two ways to generate these types of linear gas lift well models: 1. Numerical or analytical linearization of a non-linear dynamic gas lift well model according to the present structure described above.

Eksempel: Fra numerisk linearisering av den ikke-lineære gassløftbrønnmodell simulert på fig. 5 finner vi at en typisk transferfunksjon fra for eksempel gassinjeksjonschoken 3 til brønnhodetrykket 11 i et ustabilt operasjonspunkt er gitt ved: Example: From numerical linearization of the non-linear gas lift well model simulated in fig. 5 we find that a typical transfer function from, for example, the gas injection choke 3 to the wellhead pressure 11 in an unstable operating point is given by:

Det sees umiddelbart at det er to poler i det høyre halvplan, noe som betyr at systemet er ustabilt i åpen sløyfe (dvs. uten aktiv regulering) Som nevnt tidligere, betyr dette at metoden i følge GB 2.252.797 ikke kan holde brønnen i dette punktet siden dette vil kreve en regulator med høy båndbredde. It is immediately seen that there are two poles in the right half-plane, which means that the system is unstable in open loop (i.e. without active regulation) As mentioned earlier, this means that the method according to GB 2,252,797 cannot hold the well in this the point since this will require a regulator with a high bandwidth.

2. Ved lukket sløyfeidentifiseringseksperimenter på en gassløfteoljebrønn modellert i en 2. By closed loop identification experiments on a gas lift oil well modeled in a

multifaserørledningsimulator (OLGA) der det lukkede sløyfesystem er stabilt i gjeldende operasjonspunkt. multiphase pipeline simulator (OLGA) where the closed loop system is stable at the current operating point.

Eksempel; Ved anvendelse av ABB<1>s MATLAB/OLGA-1ink har vi oppfunnet en måte å utføre slike eksperimenter på fra MATLAB. Et eksempel på en transferfunksjon identifisert på denne måte er gitt på fig. 8, der transferfunksjonen fra produksjonschoken 2 til ringromshodetrykket i det nominelle operasjonspunkt av en typisk gassløftet oljebrønn er identifisert ved hjelp av denne fremgangsmåte. Example; Using ABB<1>'s MATLAB/OLGA-1ink, we have invented a way to perform such experiments from MATLAB. An example of a transfer function identified in this way is given in fig. 8, where the transfer function from the production choke 2 to the annulus head pressure at the nominal operating point of a typical gas lifted oil well is identified using this method.

I kombinasjon med avanserte reguleringsteoretiske teknikker kan de lineære, lokale gassløftbrønnmodeller som beskrevet ovenfor) brukes for å utforme modellbaserte, lineære, lokalt stabiliserende gassløftregulatorer. På denne måte blir et (optimalt) operasjonspunkt som er ustabilt i åpen sløyfe (dvs uten aktivregulering) lokalt stabil i lukket sløyfe (dvs nå den stabiliserende gassløfteregulator brukes aktivt). In combination with advanced control theory techniques, the linear, local gas lift well models (as described above) can be used to design model-based, linear, locally stabilizing gas lift controllers. In this way, an (optimal) operating point that is unstable in open loop (ie without active regulation) becomes locally stable in closed loop (ie now the stabilizing throttle regulator is actively used).

Fig. 9 viser et eksempel der en enkel SISO (Single Input Single Output) styringsstruktur brukes for å styre brønnhodetrykket 11 ved hjelp av gassinjeksjonschoken 3. På basis av den typi"ske transferfunksjon fra gassinjeksjonschoken til brønnhodetrykket 11 er det en grei sak å utforme en stabiliserende regulator. Et eksempel på en regulator er beskrevet på transferfunksjonsform er for eksempel: Fig. 9 shows an example where a simple SISO (Single Input Single Output) control structure is used to control the wellhead pressure 11 by means of the gas injection choke 3. On the basis of the typical transfer function from the gas injection choke to the wellhead pressure 11, it is a straightforward matter to design a stabilizing regulator An example of a regulator described in transfer function form is for example:

Noe som resulterer i de følgende stabile poler i lukket sløyfe: -0,034 + 0,042i -0,034 - 0,042i -0,00083 -0,00023 Which results in the following closed-loop stable poles: -0.034 + 0.042i -0.034 - 0.042i -0.00083 -0.00023

De lineære, lokalt stabiliserende gassløftbrønnregulatorer vil generelt være mer kompliserte enn den enkle SISO-regulator angitt ovenfor og derfor representeres de i en lineær tilstandsromform eller som tilsvarende transferfunksjoner. En lineær tilstandsrommodell av en lineær stabiliserende gassløftbrønnregulator vil generelt ha det følgende formatet: The linear, locally stabilizing gas lift well regulators will generally be more complicated than the simple SISO regulator indicated above and therefore they are represented in a linear state space form or as corresponding transfer functions. A linear state space model of a linear stabilizing gas lift well controller will generally have the following format:

Her er xctnx.\-regulatortilstandsromvektoren, u( t) er 2x1-vektoren av regulatorutgangsverdiene (åpning av produksjonschoken 2 og gassinjeksjonschoken 3). y( t) er px 1-vektoren av regulatorinngangsverdiene (i foretrukket utførelse tilsvarer y( t) målte og/eller estimerte fysiske verdier. r( t) er^xl-vektoren av det eksternt angitte operas jonspunkt. Parametrene av matrisene Ac, Bc, Cc, Dc, Ec og Fc avhenger av parametrene i den lineære tilstandsrom-gassløftbrønnmodellen i gjeldende operasjonspunkt. Disse lineære tilstandsrommodeller som representerer de lineære, modellbaserte stabiliserende gassløftbrønnregulatorer har følgende inngangsverdier: Here, xctnx.\ is the governor state space vector, u( t) is the 2x1 vector of the governor outputs (opening of production choke 2 and gas injection choke 3). y( t ) is the px 1 vector of the controller input values (in the preferred embodiment y( t ) corresponds to measured and/or estimated physical values. r( t ) is the ^xl vector of the externally specified operating point. The parameters of the matrices Ac, Bc , Cc, Dc, Ec and Fc depend on the parameters of the linear state space gas lift well model at the current operating point. These linear state space models representing the linear model-based stabilizing gas lift well controllers have the following input values:

• Brønnhodetrykk 11 • Wellhead pressure 11

og/eller and or

• Bunnhullstrykk 16 • Bottom hole pressure 16

og/eller and or

• Ringromstrykk 14 • Annular pressure 14

og/eller and or

• Gassmassestrømning gjennom • Gas mass flow through

gassinjeksjonsventilen 17 the gas injection valve 17

og/eller and or

• Ringromstemperatur 18 • Ring room temperature 18

og/eller and or

• Gassmassestrømning 15 gjennom gassinjeksjonschoke • Gas mass flow 15 through gas injection choke

og/eller and or

• Trykk og temperatur oppstrøms gassinjeksjonschoken • Pressure and temperature upstream of the gas injection choke

og/eller and or

• Trykk nedstrøms produksjonschoken • Pressure downstream of the production choke

og and

• Ytre angitt (optimalt) referansedriftspunkt • Externally specified (optimal) reference operating point

og de følgende utgangsverdier: and the following output values:

• Åpning av gassinjeksjonschoke 3 • Opening of gas injection choke 3

og/eller and or

• Åpning av produksjonschoke 2 • Opening of production choke 2

Fig. 10 viser alle mulige inngangsverdier og utgangsverdier for de lineære tilstandsrommodeller som representerer en lineær stabiliserende gassløftbrønnregulator. Fig. 10 shows all possible input values and output values for the linear state space models that represent a linear stabilizing gas lift well regulator.

For å generere globale modellbaserte stabiliserende gassløftbrønnregulatorer kombineres ifølge foreliggende oppfinnelse de modellbaserte, lineære, lokalt stabiliserende gassløftbrønnregulatorer beskrevet ovenfor. In order to generate global model-based stabilizing gas lift well regulators, according to the present invention, the model-based, linear, locally stabilizing gas lift well regulators described above are combined.

Hver totale modellbaserte gassløftbrønnregulator vil således omfatte en familie av modellbaserte, lineært stabiliserende regulatorer som hver anvendes i et forhåndsbestemt område av et åpen-sløyfe-ustabilt operasjonspunkt, idet veksling mellom regulatorene ville skje på basis av forhåndsbestemte logiske regler. I tillegg til logiske veksleregler har man ifølge foreliggende oppfinnelse også inkludert logiske regler for å forhindre integratoroppvikling når integrasjon innbefattes i regulatoren. Fig. 11 viser den totale gassløftbrønn-regulator omfattende flere modellbaserte lineært stabiliserende regulatorer. Each total model-based gas lift well regulator would thus comprise a family of model-based, linearly stabilizing regulators, each of which is used in a predetermined area of an open-loop unstable operating point, switching between the regulators would occur on the basis of predetermined logic rules. In addition to logic switching rules, according to the present invention, logic rules have also been included to prevent integrator winding when integration is included in the regulator. Fig. 11 shows the total gas lift well regulator comprising several model-based linearly stabilizing regulators.

Eksempler Examples

Flere styringsstrukturer i tråd med det generelle konsept vist på fig. 4 og med evne til å stabilisere en gassløftet brønn i et operasjonspunkt som er ustabilt i en åpen sløyfe, er beskrevet i eksemplene som nå følger. Det som er felles for alle disse modellbaserte regulatorkonsepter er at ringromshodefenomenet elimineres ved hjelp av aktiv og kontinuerlig manipulering av åpningen av produksjonschoken 2 og/eller åpningen av gassinjeksjonschoken 3. Several control structures in line with the general concept shown in fig. 4 and with the ability to stabilize a gas-lifted well in an operating point that is unstable in an open loop, is described in the examples that now follow. What is common to all these model-based regulator concepts is that the annulus head phenomenon is eliminated by active and continuous manipulation of the opening of the production choke 2 and/or the opening of the gas injection choke 3.

I eksemplene er den gassløftede brønn modellert i multifasesimulatoren OLGA og den modellbaserte gassløfteregulator er implementert i MATLAB. Eksperimentene er utført i MATLAB ved hjelp av ABBs MATLAB/OLGA-link. In the examples, the gas-lifted well is modeled in the multiphase simulator OLGA and the model-based gas lift regulator is implemented in MATLAB. The experiments have been carried out in MATLAB using ABB's MATLAB/OLGA link.

Eksempel 1 Example 1

Ved bare å bruke målinger av trykk i produksjonsrøret 1 som inngangsverdi til en modellbasert gassløftregulator, kan den gassløftede brønn stabiliseres bare ved dynamisk manipulering av gassinjeksjonschoken 3. Trykket i produksjonsrøret 1 kan måles hvor som helst mellom bunnen av brønnen, dvs bunnhullstrykket 16, til brønnhodet 9, dvs brønnhodetrykket 11. Fig. 12 og fig. 13 viser regulatorstrukturen som bruker målinger av brønnhodetrykket II og bunnhullstrykket 16. By simply using measurements of pressure in the production pipe 1 as input to a model-based gas lift controller, the gas-lifted well can be stabilized only by dynamically manipulating the gas injection choke 3. The pressure in the production pipe 1 can be measured anywhere between the bottom of the well, i.e. the bottomhole pressure 16, to the wellhead 9, i.e. the wellhead pressure 11. Fig. 12 and fig. 13 shows the regulator structure that uses measurements of the wellhead pressure II and the bottomhole pressure 16.

Simuleringer utføres der regulatoren manipulerer gassinjeksjonschoken 3 for å stabilisere brønnhodetrykket 11. Fig. 14 viser simuleringsresultater for dette styringskonsept. Regulatoren starter etter åtte timer uten regulering. Simulations are carried out where the regulator manipulates the gas injection choke 3 to stabilize the wellhead pressure 11. Fig. 14 shows simulation results for this control concept. The regulator starts after eight hours without regulation.

Eksempel 2 Example 2

Ved å bare bruke målinger av LGR 17 som inngangsverdi til en modellbasert gassløftregulator, kan den gassløftede brønn stabiliseres bare ved dynamisk manipulering av gassinjeksjonschoken 3. Regulatorstrukturen som bruker denne målingen er vist på fig.15. By only using measurements of LGR 17 as an input value to a model-based gas lift regulator, the gas-lifted well can be stabilized only by dynamic manipulation of the gas injection choke 3. The regulator structure using this measurement is shown in fig.15.

Resultater av simuleringen der den modellbaserte regulator anvendes for manipulering av gassinjeksjonschoken 3 for stabilisering av LGR 17 er vist på fig. 16. Regulatoren starter etter åtte.timer uten regulering. Results of the simulation where the model-based regulator is used to manipulate the gas injection choke 3 to stabilize the LGR 17 are shown in fig. 16. The regulator starts after eight hours without regulation.

Eksempel 3 Example 3

Dersom målinger av LGR 17 gjennom den aktive gassinjeksjonsventil 6 ikke er tilgjengelige, kan en ikke-lineær, modellbasert dynamisk estimator brukes for å estimere denne verdien. Estimatoren kan bruke målingene av gassinjeksjonsmengden gjennom gassinjeksjonschoken 15, temperaturen i foringen 18 og trykket i ringrommet 14. I tillegg til disse målinger kan estimatoren bruke åpningen av injeksjonschoken 3 i seg selv. If measurements of LGR 17 through the active gas injection valve 6 are not available, a non-linear, model-based dynamic estimator can be used to estimate this value. The estimator can use the measurements of the gas injection amount through the gas injection choke 15, the temperature in the liner 18 and the pressure in the annulus 14. In addition to these measurements, the estimator can use the opening of the injection choke 3 itself.

Ved å bare bruke et estimat av LGR 17 (basert på den ikke-lineære modellbaserte, dynamiske estimator beskrevet ovenfor) som inngangsverdi til en modellbasert, dynamisk gassløftregulator, vil den gassløftede brønn bli stabilisert bare ved hjelp av dynamisk manipulering av gassinjeksjonschoken 3. Løftegassmengden 17 styres indirekte ved hjelp av estimatoren. Regulatorstrukturen som bruker estimatoren er vist på fig. 17. Using only an estimate of the LGR 17 (based on the non-linear model-based dynamic estimator described above) as input to a model-based dynamic gas lift controller, the gas-lifted well will be stabilized only by dynamically manipulating the gas injection choke 3. The lift gas quantity 17 is controlled indirectly using the estimator. The controller structure using the estimator is shown in fig. 17.

Ved å bruke målinger av trykket i produksjonsrøret 16, 11, trykket i foringen 14 og åpningen av gassinjeksjonschoken, kan LGR 17 estimeres. Basert på dette estimat kan LGR 17 styres indirekte bare ved hjelp av dynamisk manipulering av gassinjeksjonschoken 3. Regulatorstrukturen som bruker et estimat av løftegassmengden 17 er vist på fig. 18. Using measurements of the pressure in the production pipe 16, 11, the pressure in the liner 14 and the opening of the gas injection choke, the LGR 17 can be estimated. Based on this estimate, the LGR 17 can be controlled indirectly only by means of dynamic manipulation of the gas injection choke 3. The regulator structure using an estimate of the lift gas amount 17 is shown in fig. 18.

Eksempel 4 Example 4

Ved bare å bruke målinger av bunnhullstrykket 16 som inngangsverdi til en modellbasert gassløftregulator vil den gassløftede brønn stabiliseres bare ved hjelp av dynamisk manipulering av produksjonschoken 2. Regulatorstrukturen som bruker denne målingen er vist på fig.19. By only using measurements of the bottomhole pressure 16 as an input value to a model-based gas lift regulator, the gas-lifted well will be stabilized only by means of dynamic manipulation of the production choke 2. The regulator structure that uses this measurement is shown in fig.19.

Resultater fra simuleringer der den modellbaserte regulator brukes for manipulering av produksjonschoken 2 for stabilisering av bunnhullstrykket 16 er vist på fig. 20. Regulatoren starter etter tre timer uten regulering. Results from simulations where the model-based regulator is used to manipulate the production choke 2 to stabilize the bottomhole pressure 16 are shown in fig. 20. The regulator starts after three hours without regulation.

Eksempel 5 Example 5

Ved bare å bruke trykkmålinger ifra foringen 14 som inngangsverdi til en modellbasert gassløftregulator, vil den gassløftede brønn stabiliseres bare ved hjelp av dynamisk manipulering av produksjonschoken 2. Regulatorstrukturen som bruker denne målingen er vist på fig. 21. By only using pressure measurements from the liner 14 as an input value to a model-based gas lift regulator, the gas lift well will be stabilized only by means of dynamic manipulation of the production choke 2. The regulator structure using this measurement is shown in fig. 21.

Resultater fra simuleringen der den modellbaserte regulator brukes for manipulering av produksjonschoken 2 for stabilisering av bunnhullstrykket 16 er vist på fig. 22. Regulatoren starter etter tre timer uten regulering. Results from the simulation where the model-based regulator is used to manipulate the production choke 2 to stabilize the bottomhole pressure 16 are shown in fig. 22. The regulator starts after three hours without regulation.

Eksempel 6 Example 6

Flere målinger og/eller et estimat av en eller flere av disse kan brukes som inngangsverdi til en multivariabel, modellbasert gassløftregulator. En mulig struktur for denne multivariable regulator er vist i eksempelet nedenfor. Ved hjelp av målinger av trykk i foringen 14, trykk ved brønnhodet 11 og LGR 17 som inngangsverdi til en multivariabel modellbasert gassløftregulator, vil den gassløftede brønn stabiliseres ved hjelp av dynamisk manipulering av både produksjonschoken 2 og gassinjeksjonschoken 3. Regulatorstrukturen som bruker disse målinger er vist på fig. 23. Several measurements and/or an estimate of one or more of these can be used as an input value to a multivariable, model-based gas lift regulator. A possible structure for this multivariable regulator is shown in the example below. Using measurements of pressure in the casing 14, pressure at the wellhead 11 and LGR 17 as an input value to a multivariable model-based gas lift regulator, the gas lifted well will be stabilized by means of dynamic manipulation of both the production choke 2 and the gas injection choke 3. The regulator structure using these measurements is shown on fig. 23.

Resultater av simuleringen der den modellbaserte regulator brukes for manipulering av produksjonschoken 2 og gass injeksjonschoken 3 for stabilisering av den gassløftede brønn er vist på fig. 24 og på fig. 25. Den multivariable regulator starter etter 14 timer og etter 16 timer rampes settpunktet for LGR 17 fra 0,6 kg/sek. til 0,8 kg/sek. Results of the simulation where the model-based regulator is used to manipulate the production choke 2 and the gas injection choke 3 to stabilize the gas-lifted well are shown in fig. 24 and in fig. 25. The multivariable regulator starts after 14 hours and after 16 hours the set point for LGR 17 is ramped from 0.6 kg/sec. to 0.8 kg/sec.

Eksempel 7 Example 7

Fra eksperimenter i lukket sløyfe har vi oppfunnet en måte å justere regulatorparametrene på direktekoplet (online) From closed-loop experiments, we have invented a way to adjust the regulator parameters on the direct coupling (online)

(jfr. side 15). Tester for direktekoplet justering er blitt uført med suksess. (cf. page 15). Tests for direct-coupled adjustment have been carried out successfully.

For å bestemme den optimale settpunktverdi er det blitt brukt en logikksekvens kombinert med en trinnvis innfallsvinkel. Ved hjelp av denne fremgangsmåte for å bestemme den optimale settpunktverdi kreves ingen andre inngangsverdier fra brønnen. To determine the optimal set point value, a logic sequence combined with a step angle of incidence has been used. Using this method to determine the optimal set point value, no other input values from the well are required.

Claims

1. Method for regulating production in an oil well, where said oil well comprises a production pipe (1) with at least one production choke (2) as well as gas injection means comprising at least one gas injection choke (3), characterized in that one or more of the chokes are continuously regulated actively by a model-based regulation system comprising a stabilizing regulator based on a dynamic feedback from selected available measurements and/or model-based calculations of pressure, temperatures and/or flow rates in the well and in the gas injection devices, said pressure, temperatures and flow rates are actively stabilized by the aforementioned model-based control system in a specified operating point, which may also be unstable in open loop.

2. Method according to claim 1, characterized in that a mathematical, dynamic model of the well system is produced, where the model is incorporated into the model-based regulator system in connection with the stabilizing regulator and is able to describe and reproduce the unstable limit cycles that may occur with regard to pressure, temperature and flow rates in the production pipe (1) and/or the gas supply means (5) which are included in the gas injection means for supplying pressurized gas to the lower end of the production pipe.

3. Method according to claim 2, characterized in that the stabilizing regulator is designed and adjusted on the basis of the model.

4. Method according to claim 2, characterized in that the mathematical, dynamic model of the well system is non-linear to capture the behavior of the well over a wide operating area, and that the model is based on ordinary, differential and algebraic equations.

5. Method according to claim 2 or 4, characterized in that one or more of the parameters in the model are adjusted to adapt the model to measured time series of pressure, temperature and flow rates from a well.

6. Method according to claim 2 or 4, characterized in that one or more of the parameters in the model are adjusted to adapt the model to simulated time series of pressures, temperatures and flow rates from a well that is modeled in a rigorous multiphase pipeline simulator based on partial, differential-algebraic equations.

7. Method according to claim 2, characterized in that the model is a combination of a number of linear state space models, where each linear state space model is represented by a system matrix set or a corresponding representation, where each linear state space model simulates the dynamic behavior of an oil well in the vicinity of an operating point that is unstable in open loop, where each linear state space model includes one or both of the following input values: - opening of the gas injection choke (3), - opening of the production choke (2), and includes one or more of the following output values: - wellhead pressure (11), - bottomhole pressure (16), - annulus pressure (14)/pressure in the gas supply pipes, - mass flow rate through the gas injection valve (17), - annulus temperature (18)/temperature in gas supply pipes, - gas flow rate through the gas injection choke (15), and if necessary one or more of the following disturbances: - pressure and temperature upstream of the gas injection choke, - pressure and temperature in the reservoir, - pressure downstream of the production choke.

8. Method according to claim 7, characterized in that each linear model is derived using a numerical or algebraic linearization of a non-linear, dynamic model of the well system with the ability to capture the behavior of the well over a wide operating area and with a basis in ordinary differential and algebraic equations.

9. Method according to claims 2 and 7, characterized in that each linear state space model is identified through experimental closed-loop perturbations of a well system that is modeled in a multiphase pipeline simulator.

10. Method according to claim 2, characterized in that the stabilizing regulator is represented as a combination of a number of linear state space models, where each linear state space model is represented by a system matrix set or a corresponding representation, where each linear state space model simulates the dynamic behavior of a linear stabilizing well regulator in such a way that an operating point which is unstable with respect to pressure, temperatures and flow rates in open loop is stabilized in closed loop in an area where the linear state space model is valid, each linear state space model comprising one or more of the following input values: - wellhead pressure (11). both of them the following output values: - opening of the gas injection choke (3), - opening of the production choke (2).

11. Method according to claim 7 or 10, characterized in that the linear state space models that represent the stabilizing regulator are derived on the basis of the linear state space models that make up the dynamic well model.

12. Method according to claim 8 or 9, characterized in that the linear state space models that represent the stabilizing regulators are derived on the basis of the linear state space models that make up the dynamic well model.

13. Method according to claim 2, characterized in that the stabilizing regulator is represented by a set of non-linear, ordinary differential equations and/or algebraic equations to stabilize the well system over a wide operating area.

14. Device for stabilizing a well by regulating production in an oil well, where said well comprises a production pipe (1) with at least one production choke (2) and gas injection means comprising at least one gas injection choke (3), characterized in that one or more of the chokes are continuously actively regulated as a function of process measurements and/or model-based calculations of pressure, temperatures and flow rates, and in that the device is adapted to monitoring, measurement and/or calculations of process parameters that belong to the well, the production in the well and the conditions in the gas injection devices, continuous and active regulation of said choke or choke by means of a model-based regulation system comprising a stabilizing regulator based on a dynamic feedback from selected available measurements and/or model-based calculations of said pressures, temperatures and/or flow rates, said pressures, temperatures and flow rates being stabilized by the model-based regulation system in a specified operating point, which can also be unstable in open loop.

15. Device for stabilizing a well according to claim 14, characterized in that said stabilizing regulator is arranged so that it is designed and adjusted on the basis of a mathematical model of the well and/or the process measurements.

16. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 15, characterized in that said stabilizing regulator comprises a number of stabilizing regulators, each of which is valid over predetermined areas in the vicinity of an operating point which may be unstable in open loop, and that the regulator comprises or is associated with bodies that switch between said regulators on the basis of predetermined, logical rules that are incorporated into the mathematical model.

17. Device for stabilizing a well according to claim 14, 15 or 16, characterized in that it includes built-in logic pg/or non-linearities to prevent integrator winding and input value saturation.

18. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 17, characterized in that it manipulates the opening of the gas injection choke (3) with pressure measurement in the production pipe (1) as an input value.

19. Device for stabilizing a well according to claim 18, characterized in that it uses a measurement of the bottomhole pressure (16) as an input value.

20. Device for stabilizing a well according to claim 18, characterized in that it uses the measurement of the wellhead pressure (11) as an input value.

21. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 17, characterized in that it manipulates the opening of the gas injection choke (3) by measuring the amount of lift gas from the annulus (17)/gas supply pipe to the production pipe as an input value.

22. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 17, characterized in that it comprises a non-linear, dynamic well measurement filter (model-based estimator), where said estimator is arranged to use the regulated measurements of the gas injection quantity through the gas injection choke (15), temperature and pressure in the annulus (18, 14)/gas supply pipe, said estimator calculates the lift gas flow rate through the active gas injection valve (17).

23. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 17, characterized in that said regulator, on the basis of a calculation from a non-linear gas lift filter, is arranged to manipulate the opening of the gas injection choke (3) in order to indirectly regulate the amount of lift gas from the annulus/gas supply pipe to the production pipe (17).

24. Device for stabilizing a well according to claims 14 and 17, characterized in that said regulator on the basis of a calculation based on measurements of pressure in the production pipe (1) and the pressure in the casing pipe (14)/gas supply pipe is arranged to manipulate the opening of the gas injection choke in order to indirectly regulate the amount of lift gas from the annulus/gas supply pipe to the production pipe (17) .

25. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 17, characterized in that said regulator, on the basis of measurements of the bottom hole pressure (16) as an input value, is arranged to manipulate the opening of the production choke (2).

26. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 17, characterized in that said regulator, on the basis of measurements of pressure in the annulus (14)/gas supply pipe as an input value, is arranged to manipulate the opening of the production choke (2).

27. Device for stabilizing a well according to claim 14 or 17, characterized in that said regulator on the basis of measurements of pressure in the annulus (14)/gas supply pipe and the wellhead (11) as an input value is arranged to manipulate the opening of both the production choke (2) and the gas injection choke (3).

28. Device for stabilizing a well according to any of the preceding claims 14 - 27, characterized in that said regulator is arranged to minimize at all times the difference between the optimal reference operating point and the real operating point (the regulation error) with regard to a given time course.

29. Device for stabilizing a well according to claim 28, characterized in that said regulator is arranged to itself find the optimal reference operating point at an optimal gas injection quantity from the annulus/gas supply pipe to the production pipe (17).

30. Device for stabilizing a well according to any of the preceding claims 14 - 27, characterized in that said regulator is directly connected (online) to adjust the parameters in the regulator by means of closed loop perturbations.