NGHI N CỨU KÍCH THƢỚC TỐI ƢU VÀ HỢP Ý ỐNG NÂNG CHO CÁC GIẾNG GAS IFT Ở MỎ BẠCH HỔ

Header Page of 89 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 Footer Page of 89 Header Page of 89 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: PGS TS CAO NGỌC ÂM TS NGUYỄN TIẾN VINH HÀ N I - 2015 Footer Page of 89 Header Page of 89 i ỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nêu luận án trung thực chưa công bố cơng trình khác Hà Nội, ngày tháng Tác giả Lê Đức Vinh Footer Page of 89 năm 2015 Header Page of 89 ii MỤC ỤC MỞ ĐẦU 1 Tính cấp thiết đề tài Mục đích nghiên cứu 3 Phương pháp nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu Phạm vi nghiên cứu Đi m m i luận án Luận m bảo vệ Ý nghĩa khoa học 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 cơng 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 Footer Page of 89 Header Page of 89 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 TỐN, 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 tốn 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 Footer Page of 89 Header Page of 89 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 tốn phân chia nhóm giếng theo tiêu chí chi phí khí gaslift 72 3.7 Kết luận 76 Chƣơng 4: TÍNH TỐN 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 tốn 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 tốn khả dịng 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 tốn 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 tốn 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 Kết luận………………………………………………………………… 107 Kiến nghị ……………………………………………………………… 109 DANH MỤC CÁC C NG TR NH Đ C NG BỐ CỦA TÁC GIẢ TÀI IỆU THAM KHẢO PHỤ ỤC Footer Page of 89 Header Page of 89 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 tốn PI cho giếng tầng Móng vịm Trung tâm 51 Bảng 3.2 Kết tính tốn PI cho giếng tầng Mioxen vòm Trung tâm 53 Bảng 3.3 Kết tính tốn PI cho giếng tầng Mioxen vịm Bắc 55 Bảng 3.4 Kết tính tốn PI cho giếng tầng Oligoxen dư i 56 Bảng 3.5 Kết tính tốn 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 tốn 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 tốn 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 tốn 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 tốn 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 tốn lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối Footer Page of 89 102 Header Page of 89 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 tốn kích thư c tối ưu cột ống nâng chế độ làm việc tối ưu giếng gaslift Footer Page of 89 105 Header Page of 89 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 hịn bi A 35 Hình 2.2 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 9007 Hình 2.3 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 28 Hình 2.10 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 917 Footer Page of 89 42 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 1013 Hình 2.9 41 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 68 Hình 2.8 41 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 749 Hình 2.7 40 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 140 Hình 2.6 40 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 90 Hình 2.5 39 Kết tính tốn giá trị ∆ theo th i gian khai thác giếng 10005 Hình 2.4 42 43 43 Header Page 10 of 89 viii Hình 3.1 Đư ng PI giếng Hình 3.2 Mối quan hệ mực thủy tĩnh v i số PI tầng Móng vịm 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 vịm Bắc Hình 3.5 53 Mối quan hệ mực thủy tĩnh v i số PI tầng Mioxen vịm 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 vịm 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 vịm 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 Footer Page 10 of 89 64 Header Page 117 of 89 104 - 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 tốn 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 tốn 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 tốn 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) Footer Page 117 of 89 Header Page 118 of 89 105 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 tốn 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 tốn 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 Footer Page 118 of 89 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 Header Page 119 of 89 106 500 450 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 Footer Page 119 of 89 Header Page 120 of 89 107 KẾT UẬN VÀ KIẾN NGHỊ 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 tồn mỏ thiếu hụt 5-6 năm Địi 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 cơng nghệ tính chất thủy động học vỉa chất lỏng khai thác thành phần khơng 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 tốn 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 Cịn 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 Footer Page 120 of 89 Header Page 121 of 89 108 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 - Từ kết khảo sát giá trị tính tốn 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 tốn giá trị dự đốn 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 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 tốn đề xuất tổ hợp giải pháp cơng 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 tốn 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 Footer Page 121 of 89 Header Page 122 of 89 109 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 Footer Page 122 of 89 Header Page 123 of 89 DANH MỤC CÁC C NG TR NH Đ C NG BỐ 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 Lê Đức Vinh (2009), Nghiên cứu dòng chảy chất lưu ống khai thác giếng gaslift Đề tài NCKH mã số N2009-5 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 Lê Đức Vinh (2010), Nghiên cứu dạng tổn thất chất lưu ống khai thác giếng gaslift Đề tài NCKH mã số N2010-03 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 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 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 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 Footer Page 123 of 89 Header Page 124 of 89 TÀI IỆU THAM KHẢO Tiếng Việt Cao Chi (2007), Lý thuyết tai biến phức hợp, Tia Sáng, số 18 – 02/10/2007 Cao Ngọc Lâm (2002), Công nghệ khai thác dầu khí, Trư ng Đại học Mỏ Địa chất, Hà Nội Lê Xuân Lân (1997), Lý thuyết khai thác tài nguyên lỏng khí, Trư ng Đại học Mỏ - Địa chất, Hà Nội Phùng Đình Thực, Dương Danh Lam, Lê Bá Tuấn, Nguyễn Văn Cảnh (1999),Cơng nghệ kỹ thuật khai thác dầu khí, Nhà xuất Giáo dục 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 Lê Đức Vinh (2009), Nghiên cứu dòng chảy chất lưu ống khai thác giếng gaslift Đề tài NCKH mã số N2009-5 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 Lê Đức Vinh (2010), Nghiên cứu dạng tổn thất chất lưu ống khai thác giếng gaslift Đề tài NCKH mã số N2010-03 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 Footer Page 124 of 89 Header Page 125 of 89 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 Footer Page 125 of 89 Header Page 126 of 89 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 Footer Page 126 of 89 Header Page 127 of 89 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 Footer Page 127 of 89 Header Page 128 of 89 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 Footer Page 128 of 89 Header Page 129 of 89 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 Footer Page 129 of 89 Header Page 130 of 89 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 Footer Page 130 of 89 Header Page 131 of 89 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 Footer Page 131 of 89 ... lỏng từ vùng vành xuy? ?n vào ống n? ?ng thông qua van gaslift mở Mực chất lỏng vùng vành xuy? ?n giảm d? ?n đạt đ? ?n độ sâu đặt van khởi động cùng, khí qua van vào ống n? ?ng Chất lỏng tiếp tục qua van... tích tụ ống n? ?ng khơng mài m? ?n đầu n? ??i ống chống Nhược m hệ thống áp suất khởi động giếng l n, c? ?n sử dụng van gaslift khởi động Hệ thống khai thác vành xuy? ?n có cấu trúc dãy ống (hình 1.3a)... DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT ĐỨC VINH NGHI N CỨU KÍCH THƢỚC TỐI ƢU VÀ HỢP Ý ỐNG N? ?NG CHO CÁC GIẾNG GAS IFT Ở MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số: 62.52.06.04 U? ?N ? ?N TI? ?N SĨ