Nghiên cứu kích thước tối ưu và hợp lý ống nâng cho các giếng gaslift ở mở Bạch Hổ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT ĐỨC VINH NGHI N CỨU KÍCH THƢỚC TỐI ƢU VÀ HỢP Ý ỐNG NÂNG CHO CÁC GIẾNG GAS IFT Ở MỎ BẠCH HỔ UẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT HÀ N I - 2015 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT ĐỨC VINH NGHI N CỨU KÍCH THƢỚC TỐI ƢU VÀ HỢP Ý ỐNG NÂNG CHO CÁC GIẾNG GAS IFT Ở MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số: 62.52.06.04 UẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: 1. PGS TS CAO NGỌC ÂM 2. TS NGUYỄN TIẾN VINH HÀ N I - 2015 i ỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan công trình nghiên cứu riêng tôi. Các số liệu, kết nêu luận án trung thực chưa công bố công trình khác. Hà Nội, ngày tháng Tác giả Lê Đức Vinh năm 2015 ii MỤC ỤC MỞ ĐẦU 1. Tính cấp thiết đề tài 2. Mục đích nghiên cứu . 3. Phương pháp nghiên cứu . 4. Đối tượng nghiên cứu 5. Phạm vi nghiên cứu . 6. Đi m m i luận án . 7. Luận m bảo vệ 8. Ý nghĩa khoa học 9. Ý nghĩa thực tiễn . 10. Khối lượng cấu trúc luận án 11. L i cảm ơn Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ PHƢƠNG PHÁP KHAI THÁC DẦU BẰNG GAS IFT VÀ CÁC PHƢƠNG PHÁP NGHI N CỨU 1.1 Phương pháp khai thác dầu gaslift . 1.1.1Gaslift liên tục . 10 1.1.2 Gaslift định kỳ. . 12 1.2 Chế độ công nghệ khai thác dầu gaslift . 16 1.2.1 Xác định đư ng kính ống nâng gaslift…………………………. 16 1.2.2. Phương pháp xác định thông số làm việc hệ thống gaslift…… 18 1.3 Các công trình nghiên cứu khai thác dầu gaslift . 21 1.4 Tổng quan thực trạng giếng khai thác phương pháp gaslift mỏ Bạch Hổ . 25 Chƣơng 2: NGHI N CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI HOẠT Đ NG CỦA HỆ THỐNG “GIẾNG - VỈA” CÁC GIẾNG GAS IFTTR N QUAN ĐIỂM BỀN Đ NG HỌC . 31 iii 2.1 Đánh giá trạng thái hoạt động giếng gaslift quan m bền động học lý thuyết tai biến (Catastrophe theory). . 32 2.1.1 Lý thuyết Catastrophe (Catastrophe theory). . 32 2.1.2 Áp dụng lý thuyết Catastrophe vào việc đánh giá trạng thái hoạt động giếng gaslift. . 36 2.1.3 Kết nghiên cứu 39 2.2 Đánh giá trạng thái hoạt động giếng gaslift . 43 2.3 Kết luận 44 Chƣơng 3: NGHI N CỨU, TÍNH TOÁN, XÂY DỰNG CÁC BẢN ĐỒ ĐỒNG MỨC CHỈ SỐ KHAI THÁC (PI) . 46 3.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến khả khai thác giếng. . 46 3.1.1. Dòng chảy chất lưu vào giếng 46 3.1.2 Chỉ số khai thác (PI) . 48 3.2 Kết nghiên cứu tính toán số khai thác PI . 51 3.3 Xây dựng hàm tương quan chi phí khí gaslift v i mực thủy tĩnh cột ống nâng 59 3.4 Xây dựng hàm tương quan chi phí khí gaslift v i số khai thác PI . 63 3.4.1 Xây dựng hàm tương quan chi phí khí gaslift v i số khai thác PI cho giếng khai thác đối tượng Mioxen khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ . 63 3.4.2 Xây dựng hàm tương quan chi phí khí gaslift v i số khai thác PI cho giếng khai thác đối tượng Mioxen khu vực bắc mỏ Bạch Hổ . 65 3.4.3 Xây dựng hàm tương quan chi phí khí gaslift v i số khai thác PI cho giếng khai thác đối tượng Oligoxen dư i khu vực bắc mỏ Bạch Hổ 65 3.4.4 Xây dựng hàm tương quan chi phí khí gaslift v i số khai thác PI cho giếng khai thác đối tượng Oligoxen khu vực bắc mỏ Bạch Hổ . 66 3.4.5 Xây dựng hàm tương quan chi phí khí gaslift v i số khai thác PI cho giếng khai thác đối tượng Móng khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ .66 iv 3.5 Xây dựng đồ đồng mức mực thủy tĩnh sau cột ống nâng số khai thác PI đối tượng khác mỏ Bạch Hổ . 68 3.6 Tính toán phân chia nhóm giếng theo tiêu chí chi phí khí gaslift . 72 3.7 Kết luận . 76 Chƣơng 4: TÍNH TOÁN ỰA CHỌN ỐNG NÂNG CHO CÁC GIẾNG GAS IFT THEO TỪNG KHU VỰC Ở MỎ BẠCH HỔ 77 4.1 Phân tích, đánh giá cấu trúc chi phí khí thực tế giếng khai thác gaslift mỏ Bạch Hổ 78 4.2 Phân bố áp suất cột ống nâng 80 4.3 Tính toán xác định đư ng kính cột ống nâng giếng gaslift điều kiện gi i hạn lưu lượng khai thác 84 4.4 Gi i thiệu phần mềm WellFlo . 86 4.4.1 Tính toán khả dòng chảy giếng . 86 4.4.2 Thiết kế hoàn thiện giếng . 87 4.4.3 Ứng dụng dự đoán 87 4.5 Kết nghiên cứu . 88 4.5.1 Tính toán lựa chọn kích thư c tối ưu cột ống nâng cho giếng gaslift có lưu lượng khác điều kiện gi i hạn lưu lượng khai thác. 88 4.5.2. Tính toán chế độ làm việc cho giếng gaslift có lưu lượng khác điều kiện gi i hạn lưu lượng khai thác. . 97 4.6 Kết luận………………. . 105 KẾT UẬN VÀ KIẾN NGHỊ ……………………………………… …….107 1. Kết luận………………………………………………………………… 107 2. Kiến nghị ………………………………………………………………. 109 DANH MỤC CÁC C NG TR NH Đ C NG BỐ CỦA TÁC GIẢ TÀI IỆU THAM KHẢO PHỤ ỤC v DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Bảng Phương án sở chi phí khí nén sản lượng khí đồng hành mỏ Bạch Hổ Bảng 1.1 Số liệu thực tế hàng năm khai thác gaslift mỏ Bạch Hổ 27 Bảng 1.2 Cán cân chi phí khí nén sản lượng khí đồng hành mỏ Bạch Hổ 28 Bảng 3.1 Kết tính toán PI cho giếng tầng Móng vòm Trung tâm 51 Bảng 3.2 Kết tính toán PI cho giếng tầng Mioxen vòm Trung tâm 53 Bảng 3.3 Kết tính toán PI cho giếng tầng Mioxen vòm Bắc 55 Bảng 3.4 Kết tính toán PI cho giếng tầng Oligoxen dư i 56 Bảng 3.5 Kết tính toán PI cho giếng tầng Oligoxen 58 Bảng 3.6 73 Giá trị chi phí khí gaslift tương ứng v i số khai thác PI Bảng 4.1 Kết tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối v i giếng có lưu lượng nhỏ (PI = 0,2) v i cột ống nâng ф60,3 mm 98 Bảng 4.2 Kết tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối v i giếng có lưu lượng 50 – 100 m3/ng.đ (PI = 0,65) v i cột ống nâng ф73 mm 99 Bảng 4.3 Kết tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối v i giếng có lưu lượng 100 – 200 m3/ng.đ (PI = 1,1) v i cột ống nâng ф73 mm 101 Bảng 4.4 Kết tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối v i giếng có lưu lượng 200 – 300 m3/ng.đ (PI = 1,8) v i cột ống nâng ф89 mm Bảng 4.5 Kết tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối 102 vi v i giếng có lưu lượng l n 300 m3/ng.đ (PI = 3,5) v i cột ống nâng ф114,3 mm 104 Bảng 4.6 Kết tính toán kích thư c tối ưu cột ống nâng chế độ làm việc tối ưu giếng gaslift 105 vii DANH MỤC CÁC H NH VẼ VÀ ĐỒ THỊ Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý khai thác dầu gaslift Hình 1.2 Hình 1.3 Hệ thống khai thác trung tâm Hệ thống khai thác vành xuyến 10 Hình 1.4 Sơ đồ nguyên lý khai thác dầu gaslift liên tục 11 Hình 1.5 Sơ đồ nguyên lý khai thác dầu gaslift định kỳ 15 Hình 1.6 Đư ng đặc tính nâng thiết bị 17 Hình 1.7 Tổng sản lượng khai thác giếng gaslift hàng năm 26 Hình 1.8 Số liệu chi phí khí nén thực tế theo năm 27 Hình 2.1 Các trạng thái vị trí tương đối bi A 35 Hình 2.2 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 9007 Hình 2.3 42 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 1013 Hình 2.9 41 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 68 Hình 2.8 41 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 749 Hình 2.7 40 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 140 Hình 2.6 40 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 90 Hình 2.5 39 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 10005 Hình 2.4 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 28 Hình 2.10 Kết tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 917 42 43 43 viii Hình 3.1 Đư ng PI giếng Hình 3.2 Mối quan hệ mực thủy tĩnh v i số PI tầng Móng vòm Trung tâm Hình 3.3 Hình 3.7 Hình 3.8 56 Mối quan hệ mực thủy tĩnh v i số PI tầng Oligoxen dư i Hình 3.6 54 Mối quan hệ mực thủy tĩnh v i số PI tầng Mioxen vòm Bắc Hình 3.5 53 Mối quan hệ mực thủy tĩnh v i số PI tầng Mioxen vòm Trung tâm Hình 3.4 49 Mối quan hệ mực thủy tĩnh v i số PI tầng Oligoxen Hàm tương quan mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i chi phí khí đ nâng m3 chất lỏng lên bề mặt tầng Mioxen vòm Trung tâm Hàm tương quan mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i 58 59 61 chi phí khí đ nâng m3 chất lỏng lên bề mặt tầng Mioxen vòm Bắc Hình 3.9 61 Hàm tương quan mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i chi phí khí đ nâng m3 chất lỏng lên bề mặt tầng Mioxen vòm Nam 62 Hình 3.10 Hàm tương quan mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i chi phí khí đ nâng m3 chất lỏng lên bề mặt tầng Móng vòm Trung tâm 62 Hình 3.11 Hàm tương quan mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i chi phí khí đ nâng m3 chất lỏng lên bề mặt tầng Oligoxen dư i 63 Hình 3.12 Hàm tương quan chi phí khí PI giếng tầng Mioxen vòm Trung tâm 64 103 Lưu lượng khai thác, m3/ng 250 240 230 220 210 200 190 180 170 160 150 50 70 90 110 130 150 170 190 210 Chi phí khí, m3/m3 Hình 4.20 Kết tính toán chi phí khí tối ưu cho m3 chất lỏng khai thác đối v i giếng gaslift có lưu lượng 200-300m3/ng.đêm (PI = 1,8) 250 Lưu lượng khai thác, m3/ng 240 230 220 210 200 190 180 170 160 150 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 Chi phí khí, m3/ng Hình 4.21 Chế độ làm việc hiệu giếng gaslift có lưu lượng từ 200 - 300m3/ng.đêm (PI = 1,8). 104 - Tính toán chế độ làm việc tối ưu giếng gaslift có lưu lượng từ 200 - 300m3/ng.đêm với cột ống nâng có đường kính 114,3mm: Kết tính toán chế độ làm việc v i chi phí khí hiệu th bảng bi u 4.5 hình vẽ 4.22, 4.23: Bảng 4.5 Kết tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối v i giếng có lưu lượng l n 300m3/ng.đêm (PI = 3,5) v i cột ống nâng ф114mm. Ống nâng C.sâu (m) 3600 D (mm) 114 Qkhí Qlỏng Qkhí/Qlỏng m3/ng. m3/ng. m3/m3 10000 305 32,78 20000 397 50,37 30000 448 66,96 40000 481 83,16 50000 503 99,40 Lưu lượng khai thác, m3/ng 550 500 450 400 350 300 250 200 20 30 40 50 60 Chi phí khí, 70 80 90 100 110 m3/m3 Hình 4.22 Kết tính toán chi phí khí tối ưu cho m3 chất lỏng khai thác đối v i giếng gaslift có lưu lượng l n 300m3/ng.đêm (PI = 3,5) 105 Lưu lượng khai thác (m3/ng) 500 450 400 350 300 250 10000 15000 20000 25000 30000 Chi phí khí 35000 40000 45000 50000 (m3/ng) Hình 4.23 Chế độ làm việc hiệu giếng gaslift có lưu lượng l n 300m3/ng.đêm (PI = 3,5) 4.6 Kết luận Như vậy, v i kết tính toán tối ưu kích thư c cột ống nâng chế độ làm việc tối ưu tương ứng v i chi phí khí nhỏ sản lượng đạt cao tổng hợp sau (bảng 4.5 hình 4.24): Bảng 4.6 Kết tính toán kích thư c tối ưu cột ống nâng chế độ làm việc tối ưu giếng gaslift Lưu lượng giếng Chi phí khí cho m3 chất lỏng khai thác Đư ng kính ống nâng m3/ng.đêm m3/m3 mm 50- 100- 200- 100 200 300 580- 250- 125- 100- 60- 800 350 175 150 100 60 73 89-73 89 114 300 106 500 450 Lưu lượng chất lỏng khai thác, m3/ng. 400 350 300 250 200 150 100 50 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 Chi phí khí, m3/ng. 73mm 89mm 89mm 114,3mm 60,3mm Hình 4.24 Mối tương quan lưu lượng chất lỏng khai thác chi phí khí gaslift cho giếng có cột ống nâng khác 107 KẾT UẬN VÀ KIẾN NGHỊ 1. Kết luận - V i thực trạng mỏ Bạch Hổ, lượng vỉa giảm dần v i độ ngập nư c sản phẩm khai thác ngày tăng, số lượng giếng có lưu lượng thấp chiếm tỷ trọng cao, chi phí khí nén đ khai thác dầu tăng theo th i gian, số lượng giếng chuy n sang khai thác gaslift ngày nhiều dẫn đến khả cung ứng khí nén cho toàn mỏ thiếu hụt 5-6 năm nữa. Đòi hỏi phải có nghiên cứu đề xuất giải pháp công nghệ-kỹ thuật nhằm tối ưu hóa chi phí khí nén sản phẩm. - Mô tả tranh tổng th tính chất riêng biệt tổ hợp thành phần hệ thống "Giếng - Vỉa" cấu trúc thiết bị lòng giếng, chế độ công nghệ tính chất thủy động học vỉa chất lỏng khai thác thành phần không th tách r i nhau, mà chúng có tác động trực tiếp lẫn tạo nên hệ thống động học phức tạp. - Kết nghiên cứu tính chất thủy động học vỉa, chất lỏng khai thác môi trư ng đá chứa sở quan trọng việc tính toán lựa chọn cấu trúc thiết bị lòng giếng chế độ công nghệ tối ưu môi trư ng thực giếng. - Kết nghiên cứu đánh giá trạng thái hoạt động giếng khai thác phương pháp gaslift quan m bền động học cho phép khẳng định hệ thống "Giếng - Vỉa" hệ thống có tính phức tạp cao. Trạng thái động học giếng gaslift có tính bền động kém, mức độ ổn định thấp. - Thế động vỉa đối tượng khai thác khác có mối tương quan logarite. Còn chi phí khí v i vỉa th thông qua mối tương quan lũy thừa. Đặc biệt đối v i mối tương quan động vỉa số khai thác PI th thông qua 108 hàm số mũ, riêng v i đối tượng khai thác tầng móng khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ th qua hàm logarite. Điều phản ánh chế dịch chuy n trư ng độ thấm đối tượng khai thác khác nhau. - Từ kết khảo sát giá trị tính toán giá trị động giếng, cho phép xây dựng đồ đồng mức số khai thác PI mực thủy tĩnh chất lỏng sau cột ống nâng. Tính tương đồng chúng th phản ánh chất mối tương quan động vỉa khai thác. - Kết hợp kết tính toán giá trị dự đoán chi phí khí theo mức độ khai thác giếng (chỉ số khai thác PI), đối tượng khai thác khác mỏ Bạch Hổ đồ đồng mức cho phép phân chia khu vực khoanh vùng đối tượng khai thác, mà lượng vỉa có trạng thái động năng. Kết sở cho phép phân chia nhóm giếng khai thác đối tượng khác có điều kiện, hay có động thái lượng, th diện rộng mỏ, nhằm định hư ng cho việc tính toán đề xuất tổ hợp giải pháp công nghệ theo nhóm giếng chuẩn, nhằm tối ưu khả phân phối khí gaslift nâng cao hiệu suất chi phí khí gaslift cho chất lỏng khai thác phương pháp gaslift mỏ Bạch Hổ. Kết tính toán kích thư c tối ưu cột ống nâng chế độ làm việc tối ưu giếng gaslift: Lưu lượng giếng m3/ng.đêm 300 Chi phí khí cho m3 chất lỏng khai thác m3/m3 580800 250350 125175 100150 60100 Đư ng kính ống nâng mm 60 73 89-73 89 114 109 Kiến nghị Cho phép áp dụng kết nghiên cứu luận án vào giếng khai thác dầu gaslift mỏ Bạch Hổ, đặc biệt đối v i giếng sửa chữa l n m i đưa vào sử dụng. Đối v i giếng khai thác gaslift vùng mỏ khác thềm lục địa Việt Nam có th sử dụng phương pháp nghiên cứu vào công tác thiết kế, lựa chọn tổ hợp thiết bị lòng giếng. DANH MỤC CÁC C NG TR NH Đ C NG BỐ 1. Lê Đức Vinh, Nguyễn Văn Giáp, Nguyễn Thế Vinh (2007), “Lựa chọn máy bơm ly tâm điện chìm khai thác dầu”, Tạp chí KHKT Mỏ Địa chất số 20, 10/2007, trang 36-38. 2. Lê Đức Vinh (2009), Nghiên cứu dòng chảy chất lưu ống khai thác giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2009-5. 3. Lê Đức Vinh (2010), Dòng chảy chất lưu ống khai thác dầu, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất số 30, 4/2010, trang 1-3. 4. Lê Đức Vinh (2010), Nghiên cứu dạng tổn thất chất lưu ống khai thác giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2010-03. 5. Lê Đức Vinh (2011), Các dạng tổn thất chất lưu ống khai thác dầu, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất số 34, 4/2011, trang 57-59. 6. Lê Đức Vinh, Nguyễn Thanh Tuấn, Hồ Quốc Hoa (2012), Research solutions of the possibility of tranportation pipeline in South Dragon field, International conference petroleum technology, 9/2012, page 65 66. 7. Lê Đức Vinh, (2012), Ảnh hưởng điều kiện làm việc thay đổi giếng đến cột ống khai thác, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất số 40, 10/2010, trang 88-92. 8. Lê Đức Vinh, (2012), Ảnh hưởng điều kiện làm việc thay đổi giếng đến cột ống khai thác (The effects of changing well conditions to tubing string), Hội nghị khoa học lần thứ 20 trư ng Đại học Mỏ - Địa chất, 11/2012, trang 42. TÀI IỆU THAM KHẢO Tiếng Việt 1. Cao Chi (2007), Lý thuyết tai biến phức hợp, Tia Sáng, số 18 – 02/10/2007. 2. Cao Ngọc Lâm (2002), Công nghệ khai thác dầu khí, Trư ng Đại học Mỏ Địa chất, Hà Nội. 3. Lê Xuân Lân (1997), Lý thuyết khai thác tài nguyên lỏng khí, Trư ng Đại học Mỏ - Địa chất, Hà Nội. 4. Phùng Đình Thực, Dương Danh Lam, Lê Bá Tuấn, Nguyễn Văn Cảnh (1999),Công nghệ kỹ thuật khai thác dầu khí, Nhà xuất Giáo dục. 5. Phạm Hữu Sy (2013), Tương quan thực nghiệm phương pháp bình phương bé nhất, Tạp chí Khoa học kỹ thuật thủy lợi môi trư ng, Số 41, trang 43 - 48. 6. Lê Đức Vinh (2009), Nghiên cứu dòng chảy chất lưu ống khai thác giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2009-5. 7. Lê Đức Vinh (2010), Dòng chảy chất lưu ống khai thác dầu, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất số 30, 4/2010, trang 1-3. 8. Lê Đức Vinh (2010), Nghiên cứu dạng tổn thất chất lưu ống khai thác giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2010-03. 9. Lê Đức Vinh (2011), Các dạng tổn thất chất lưu ống khai thác dầu, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất số 34, 4/2011, trang 57-59. 10. Lê Đức Vinh, (11/2012), Ảnh hưởng điều kiện làm việc thay đổi giếng đến cột ống khai thác (The effects of changing well conditions to tubing string), Hội nghị khoa học lần thứ 20 trư ng Đại học Mỏ - Địa chất. 11. Vietsovpetro (2013),Báo cáo sơ đồ công nghệ hiệu chỉnh khai thác xây dựng mỏ Bạch Hổ. Tiếng Anh 12. API (1994), Gaslift manual, Book of the Vocational Training Series, Third Edition, USA. 13. API (1999), Recommended Practice for Design of Continuous Flow Gas Lift Installations Using Injection Pressure Operated Valves, Recommended practice 11V6, Second edition, USA 14. API (1999), Recommended Practice for Repair, Testing, and Setting Gas Lift Valves, Recommended practice 11V7, Second edition, USA. 15. API (2000), Specification for gaslift equipment, Specification 11V1, Second edition, USA. 16. API (2001), Gas-lift Valve Performance Testing, Recommended practice 11V2, Second edition, USA. 17. American Petroleum Institute (2002), Bulletin on Performance Properties of Casing, Tubing, and Drill Pipe, API Bulletin 5C2. 18. API (2005), Specification for Casing and Tubing, Specification 5CT, Eighth Edition, USA. 19. API (2008), Recommended Practices for Operation, Maintenance, Surveillance, and Troubleshooting of Gas-lift Installations, Recommended practice 11V5, Third edition, USA. 20. API (2008), Specification for threading, gauging and thread inspection of casing, tubing and line pipe threads, Specification 5B, fifteenth edition, USA. 21. ArildBoe, Sveln M.Skjaeveland, and Curtis H. Whitson (1989), TwoPhase Pressure Test Analysis, SPE 10224, pp. 604 - 610. 22. Al-Khalifah, A-J.A., Aziz, K., and Horne, R.N. (1987), A New Approach to Multiphase Well Test Analysis, SPE 16743, pp. – 24. 23. M. Abdulkadir, S. Yahaya (2011), Examinations of the performance of a gaslift for oil well production, ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences, Vol. 6, No. 8, pp. 87 – 93. 24. O.M. Aamo, G.O. Eikrem, H.B. Siahaan, B.A. Foss (2004), Observer Design for Multiphase Flow in Vertical Pipes with Gas-Lift - Theory and Experiments, Journal of Process Control, Norwegian University of Science andTechnology, Norway. 25. Bin Hu (2004), Characterizing gas-lift instabilities, Norwegian University of Science and Technology, Norway. 26. BP (1998),Multiphase Design Manual, England. 27. S. N. Bordalo and C. O. Carvalho Filho (2007), Modeling and performance asessment of inverted intermittent gaslift, Universidade Estadual de Campinas, Brasil,Engenharia Termica (Thennal Engineering). Vol. pp. 96 – 103. 28. Bharath Rao (1998), Multiphase Flow Models Range of Applicability, CTES, L.C, USA. 29. Bruce E.Poling, John P.O’Connell (2004), The Properties of Gases and Liquids, Fifth Edition. 30. Clifford Jones (2012), Dictionary of Oil and Gas Production, Scotland, UK. 31. Christopher Earls Brennen(December 2003),Fundamentals of Multiphase Flow,California Institute of Technology. 32. Clayton T. Crowe (2006), Multiphase Flow Handbook, Taylor & Francis Group. 33. Charles E. Thomas (2011), Process Technology Equipment and Systems, Fourth Edition, Cengage Learning, USA. 34. H. Dale Beggs, James P. Brill, A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes, SPE 4007, pp. 607 – 617. 35. Deni Saepudin, Edy Soewono, Kuntjoro Adji Sidarto, Agus Yodi Gunawan, Septoratno Siregar and Pudjo Sukarno (2007), Research Article An Investigation on Gas Lift Performance Curve in an OilProducing Well, International Journal of Mathematics and Mathematical Sciences. 36. Edgar Camargo, José Aguilar, Addison Ríos, Francklin Rivas, Joseph Aguilar-Martin (2008), Nodal Analysis- based Design for Improving Gas Lift Wells Production, Wseas transactions on information science & application, Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela. 37. Espanol, J.H., Holmes, C.S., and Brown, K.E.,A Comparison of Existing Multiphase Flow Methods for the Calculation of Pressure Drop in Vertical Wells, SPE 2553. 38. Eugene F. Adiutori (2009), Why the Fluid Friction Factor should be Abandoned, and the Moody Chart Transformed, The Open Mechanical Engineering Journal, 2009, 3, pp. 43-48. 39. Franz Durst (March 2008),Fluid Mechanics - An Introduction to the Theory of Fluid Flows, Germany. 40. Fariborz Rashidi, Ehsan Khamehchi, Hanieh Rasouli (2010), Oil Field Optimization Based on Gas Lift Optimization, Elsevier. 41. Francesco Scibilia, Morten Hovd, Robert R. Bitmead (2008), Stabilization of gas-lift oil wells using topside measurements, Proceedings of the 17th world congress, Seoul, Korea. 42. Ferguson Beauregard (2007), Plunger Enhanced Chamber Lift, USA. 43. Ferguson (2013), Opti-Flow Gas Lift,USA. 44. Frank Jahn, Mark Cook & Mark Graham (2003), Hydrocacbon exploration and production, United Kingdom. 45. Gabor Takacs(2005),Gaslift Manual, 2005, USA. 46. J.S. Gudmundsson, I. Durgut (2002),Pressure pulse analysis of flow in tubing and casing of gaslift wells. 47. Gisle Otto Eikrem (2006), Stabilization of Gas-Lift Wells by Feedback Control, (Luận án TS) Norwegian University of Science and Technology, Norway. 48. Gideon Halevi (2001), Handbook of Production Management Methods, England. 49. Glenn O. Brown (2010), The History of the Darcy-Weisbach Equation for Pipe Flow Resistance, Environmental and water resouces history, pp. 43 - 43 USA. 50. Halliburton, Subsurface Safety Equipment. 51. Havard Devold (2010), Oil and gas production handbook, ABB, Norway. 52. Henri Cholet (2000), Production practical handbook, Technip, France. 53. Kermit E. Brown, H. Dale Beggs (1977). The technology of artificial lift methods. 54. A.A. Klachkov, Y.N. Antipov, A.A. Donskoy (2010), Pipe for use as tubing for wells, Samara,Rusia. 55. E.Khamehchi, F.Rashidi, H. Rasouli (2009), Prediction of Gas Lift Parameters Using Artificial Neural Networks, Iranian Chemical Engineering Journal (Special Issue) - Vol.8 - No. 43. 56. Maharon Bin Jadid and et. al (2007), The Pressure’s On: Innovations in Gas Lift, Oilfield Review. 57. Matthew Peloquin (2005), Continuous Gas-Lift Optimization: Offshore Gulf of Mexico, USA. 58. Maurer engineering INC. (1994), Multiphase Flow Production Model, USA. 59. Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig-Economides, Ding Zhu (2013), Petroleum production systems, 2nd ed., USA. 60. E.W. McAllister (2009), Pipelines rules of thumb handbook, Gulf Professional Publishing. 61. Mohinder L. Nayyar, P.E (2000), Piping handbook, 7th edition, McGrawHill. 62. Mostafa Monfared, Abbas Helalizadeh (2013), Simulation and Gas Allocation Optimization of Gas Lift System Using Genetic Algorithm Method in One of Iranian Oil Field, Petroleum University of Technology, Iran. 63. Ole Morten Aamo, Gisle Otto Eikrem, Hardy Siahaan, and Bjarne Foss, Observer Design for Gas Lifted Oil Wells, Norwegian University of Science and Technology, Norway. 64. Olajumoke O. Coker (2010), Comparative study of pressure drop model equation for fluid flow in pipes, Thesis master of science, University of Oklahoma, USA. 65. Pablo Bizzotto,Aplicación del Sistema de extracción Gas Lift anular en el Yacimiento Cerro Dragón, Pan American Energy. 66. Philippe Boisse, Taylan Ritan & Kees van Lutteruelt (2003), Friction & Flow Stress in Forming & Cutting, Kogan Page Science. 67. Peter Griffith (March 1984), Multiphase Flow in Pipes, Journal of Petroleum Technology, pp. 361 - 367. 68. J. Phillip Ellenberger (2010), Pipeline Calculations manual, ButterworthHeinemann. 69. Proficient Exports, Flow control equipment in the production tubing string, Szadovszki oil and gas equipment international Inc, Canada. 70. René Thom (1975), Structural Stability and Morphogenesis(ổn định cấu trúc nguồn gốc hình thái), BenjaminCummings Publishing, Massachusetts. 71. Roshan Sharma and Bjørn Glemmestad (2012), Optimal Distribution of Lift Gas in Gas Lifted Oil Field Using MPC and Unscented Kalman Filter, World Academy of Science, Engineering and Technology,pp. 16 – 27, Norway. 72. Roy Fleshman, Haryson, Obren Lekic (1999), Artificial lift for high – volume production, USA. 73. Samuel Michaud (2011), Horizontal Production Solutions, Weatherford. 74. Sarica, C., Shoham, O., and Brill, J.P. (1991), Two-Phase Flow in LowVelocity Hilly Terrain Pipelines, Society of Petroleum Engineers (SPE 22762), pp. 25 - 40. 75. Schlumberger (2000), Gas Lift Design and Technology. 76. Shahaboddin Ayatollahi, Mostafa Narimani, Mahmood Moshfeghian (2004), Intermittent gas lift in Aghajari oil field, a mathematical study, Journal of Petroleum Science and Engineering 42,pp. 245 - 255. 77. Stanley J. Morrow, Jr. (2007), Plunger Lift: Applications, Operations and Its Effect on Measurement Systems, USA. 78. Shell (1993), Gas Lift Design Guide, Artificial lift manual part 2A, The Netherlands. 79. Taitel, Yehuda (1994), Advances in Two-Phase Flow Modeling, SPE 27959, pp. 33 – 52. 80. TechTool (2013), Gaslift equipment, USA. 81. TRACS International Traning Ltd. And BP Exploration (2001), Well productivity awareness school. 82. Treybig Enterprises, Casing and Tubing Design and Analysis. 83. Victor Helguero M. (1986), Piping stress handbook, 2nd edition, Gulf publishing. 84. Weatherford (2005), Basic oilfield maths and hydraulics. 85. Weatherford (2007), Gas-Lift Troubleshooting, USA. 86. Weatherford (2009), Gas-Lift Optimization Solution, USA. 87. J.J. Xiao, F.A. Fuentes-N, F. Alhanati and A.C. Reynolds (1996), Modeling and Analyzing Pressure Buildup Data Affected by Phase Redistribution in the Wellbore, SPE Advanced Technology Series, Vol. 4, pp. 28 - 37. 88. Yong Bai and Qiang Bai (2005), Subsea Pipeliners and Risers, Elsevier. [...]... của các giếng gaslift đã góp phần đa dạng hóa các phương pháp tiếp cận và nghiên cứu một đối tượng cụ th Đồng th i xác lập cơ sở khoa học cho việc tính toán kích thư c các cột 5 ống nâng hợp lý dựa trên chỉ tiêu chi phí khí riêng nhỏ nhất cho các giếng khai thác bằng gaslift ở mỏ Bạch Hổ 9 Ý nghĩa thực tiễn Kết quả nghiên cứu của luận án là cơ sở cho việc lựa chọn và đề xuất các giải pháp công nghệ và. .. khí gaslift cho toàn mỏ trở nên ngày càng cấp thiết, đòi hỏi phải có những nghiên cứu nhằm tối ưu cấu trúc thiết bị lòng giếng, cũng như các chế độ công nghệ phù hợp cho từng loại giếng mà vẫn đảm bảo được sản lượng khai thác dầu trong từng giai đoạn khai thác của mỏ 3 Chính từ đòi hỏi của thực tế sản xuất, tác giả lựa chọn đề tài: "Nghiên cứu kích thước tối ưu và hợp lý ống nâng cho các giếng gaslift. .. thác của giếng - Cấu trúc thiết bị lòng giếng, bao gồm đư ng kính của ống nâng, thiết bị van gaslift, chiều sâu thả … 6 Điểm mới của luận án - Luận án đã xác định được kích thư c tối ưu của cột ống nâng cho các nhóm giếng ở khu vực và đối tượng khai thác khác nhau, làm cơ sở cho việc lựa chọn kích thư c cột ống nâng và chế độ công nghệ phù hợp cho các giếng khai thác dầu bằng phương pháp gaslift -... khoảng không vành xuyến (ống ngoài) lên bề mặt Ống trung tâm được gọi là ống ép khí còn ống ngoài là ống nâng Hệ thống khai thác trung tâm có cấu trúc một cột ống (hình 1.2a) và hai cột ống (hình 1.2b, 1.2c) Hệ thống này có các ưu, nhược đi m sau: * Ưu đi m: - Áp suất khởi động nhỏ, kích thư c ống hợp lý; - Sử dụng triệt đ kích thư c của giếng * Nhược đi m: - Hỗn hợp đi lên theo khoảng không vành xuyến... đánh giá trạng thái của hệ thống giếng - vỉa”; - Ứng dụng phần mềm chuyên dụng WellFlo đ xây dựng các bộ kích thư c ống nâng chuẩn 4 Đối tƣợng nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu là các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift của mỏ Bạch Hổ 5 Phạm vi nghiên cứu - Phạm vi nghiên cứu là các đối tượng khai thác của mỏ Bạch Hổ, như: Mioxen dư i, Oligoxen trên, Oligoxen dư i và tầng Móng theo từng khu vực... c cột ống nâng cho giếng có lưu lượng l n hơn 300m3/ng.đ 97 Hình 4.14 Kết quả tính toán chi phí khí tối ưu cho 1m3 chất lỏng khai thác đối v i các giếng gaslift có lưu lượng nhỏ hơn 50m3/ng.đ 98 Hình 4.15 Chế độ làm việc hiệu quả ở giếng gaslift có lưu lượng nhỏ hơn 50 m3/ng.đ (PI = 0,2) 99 Hình 4.16 Kết quả tính toán chi phí khí tối ưu cho 1m3 chất lỏng khai thác đối v i các giếng gaslift có lưu lượng... không vành xuyến giữa ống ép khí (ống ngoài) còn sản phẩm khai thác đi theo ống nâng (ống trong) lên bề mặt Hệ thống khai thác vành xuyến phổ biến hơn do có th sử dụng phương pháp cơ học đ nạo vét parafin tích tụ trên ống nâng và không mài mòn các đầu nối ống chống Nhược đi m chính của hệ thống này là áp suất khởi động giếng l n, do vậy cần sử dụng các van gaslift khởi động Hệ thống khai thác vành xuyến... có lưu 88 x lượng nhỏ (đến 50m3/ng.đ) Hình 4.6 Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng của giếng có lưu lượng từ 50 - 100m3/ng.đ Hình 4.7 91 Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng của giếng có lưu lượng từ 100- 200m3/ng.đ Hình 4.9 90 Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng có lưu lượng 50 – 100m3/ng.đ Hình 4.8 89 92 Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng. .. ống nâng cho giếng có lưu lượng 100 – 200m3/ng.đ 93 Hình 4.10 Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng của giếng có lưu lượng từ 200- 300m3/ng.đ 94 Hình 4.11 Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng có lưu lượng 200 – 300m3/ng.đ 95 Hình 4.12 Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng của giếng có lưu lượng l n hơn 300m3/ng.đ 96 Hình 4.13 Cơ sở lựa chọn kích thư... giữa lưu lượng và chỉ số khai thác PI của mỏ Bạch Hổ Hình 4.2 83 Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng của giếng có lưu lượng nhỏ hơn 50m3/ng.đ Hình 4.5 81 Sơ đồ đư ng cong phân bố áp suất dọc theo cột ống nâng của giếng gaslift Hình 4.4 77 Sơ đồ đư ng cong phân bố áp suất dọc theo cột ống nâng của giếng khai thác tự phun Hình 4.3 71 Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng . " ;Nghiên cứu kích thước tối ưu và hợp lý ống nâng cho các giếng gaslift ở mỏ Bạch Hổ& quot;.  . tr.m 3 / n Chi   gaslift , tr. m 3 /n    ng.m 3 /ng    gaslift, ng.m 3 /ng        gaslift  thu.   (10%), ng.m 3 /ng     ng.m 3 /ng   u  gaslift, ng.m 3 /ng        