Đánh giá ảnh hưởng của tổn hao áp suất trong thiết kế tối ưu khai thác giấng khoan ngang ở thân dầu đá móng mỏ HMT bồn trũng cửu long (2)

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - LÊ QUANG ĐẠT ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA TỔN HAO ÁP SUẤT TRONG THIẾT KẾ TỐI ƯU KHAI THÁC GIẾNG KHOAN NGANG Ở THÂN DẦU ĐÁ MÓNG MỎ HMT BỒN TRŨNG CỬU LONG Chuyên ngành: Kỹ Thuật Dầu Khí Mã số: 60520604 LUẬN VĂN THẠC SĨ TP HỒ CHÍ MINH, tháng 09 năm 2020 CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG – HCM Cán hướng dẫn khoa học: TS PHÙNG VĂN HẢI (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị chữ ký) Cán chấm nhận xét 1: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị chữ ký) Cán chấm nhận xét 2: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị chữ ký) Luận văn thạc sĩ bảo vệ Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) Xác nhận Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Trư ởng Khoa quản lý chuyên ngành sau luận văn sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự - Hạnh phúc NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên: Lê Quang Đạt MSHV: 1670263 Ngày, tháng, năm sinh: 06/02/1990 Nơi sinh: Tp.HCM Chuyên ngành: Địa chất – Dầu khí Mã số: 60520604 I.TÊN ĐỀ TÀI: “Đánh giá ảnh hưởng tổn hao áp suất thiết kế tối ưu khai thác giếng khoan ngang thân dầu đá móng mỏ HMT bồn trũng Cửu Long – Evaluation of The Friction Pressure Loss in The Optimal Horizontal Well Design of Fracture Basement Reservoir in HMT Field, Cuu Long Basin” II.NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:  Phân tíc h đánh giá hiệu giếng khoan ngang giếng khoan thẳng đứng tầng đá móng nứt nẻ mỏ HMT  Đánh giá yếu tố ảnh hưởng tổn hao áp suất ma sát gây nên giếng khoan ngang giải pháp hạn chế ảnh hưởng thiết kế khai thác giếng khoan ngang  Đề xuất thiết kế giếng khoan ngang phù hợp cho mỏ HMT mặt khai thác lợi nhuận kinh tế III.NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 10/02/2020 IV.NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 21/06/2020 V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Phùng Văn Hải Tp HCM, ngày CÁN BỘ HƯỚNG DẪN (Họ tên chữ ký) tháng năm 2020 CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO (Họ tên chữ ký) TRƯỞNG KHOA ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ (Họ tên chữ ký) i Lời cảm ơn Trong q trình học tập, nghiên cứu hồn thành luận văn, tác giả nhận động viên, khuyến khích tạo điều kiện giúp đỡ nhiệt tình cấp lãnh đạo, thầy cô giáo, anh chị em bạn bè đồng nghiệp gia đình Tác giả bày tỏ lời cảm ơn sâu sắc đến thầy giáo, phịng Sau đại học trường Đại học Bách Khoa Hồ Chí Minh đặc biệt thầy cô giáo giảng dạy trực tiếp chuyên đề tạo điều kiện giúp đỡ, nhiệt huyết giảng dạy đóng góp ý kiến suốt q trình học hoàn thành luận văn thạc sĩ Tác giả xin gửi lời cảm ơn chân thành sâu sắc tới cán hướng dẫn TS Phùng Văn Hải TS Phạm Sơn Tùng, người trực tiếp hướng dẫn, tận tình bảo, giúp đỡ tác giả tiến hành nghiên cứu để hoàn thành luận văn Cuối cùng, tác giả xin cảm ơn tất bạn bè lớp cao học ngành Địa chất dầu khí K-2016 chia sẻ giúp đỡ lúc khó khăn q trình học tập trường hỗ trợ thông tin, tài liệu thực tế để tăng hiểu biết chun mơn hồn thành chương trình học, luận văn thạc sĩ Xin chân thành cảm ơn! Thành Phố Hồ Chí Minh, tháng 09/2020 Học viên thực Lê Quang Đạt HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ ii Tóm tắt luận văn Luận văn gồm phần chính, chương trình bày đặc điểm địa chất mỏ HMT Lô 15-01, chương trình bày sở tài liệu lý thuyết xây dựng mơ hình dịng chảy giếng khoan ngang, chương trình bày cơng cụ tíc h hợp để tính tốn tổn hao áp suất mơ hình phân tíc h ảnh hưởng mơ hình đơn giản LGR (Local Grid Refinement), chương cuối đánh giá tổn hao áp suất thiết kế giếng khoan ngang mỏ HMT, đưa giải pháp hạn chế tổn hao áp suất tối ưu chi phí đầu tư giếng khoan từ đề xuất thiết kế giếng khoan ngang phù hợp cho mỏ HMT Mỏ HMT bao gồm tích tụ chứa dầu tầng cát kết đá móng nứt nẻ thuộc bồn trũng Cửu Long, tầng chứa sản phẩm chính mỏ tầng đá móng nứt nẻ Cấu tạo HMT chia làm khối: khối Bắc Khối Nam khơng có liên thơng mặt thủy động lực học Mơ hình phân tích độ bão hòa dầu lại khu vực tiềm nghiên cứu giếng khoan đan dày khu vực Đông Nam khối Nam cấu tạo HMT với độ bão hòa dầu tương đối cao So = 0.78 xấp xỉ độ bão hòa dầu ban đầu Giếng khoan ngang chứng minh hiệu tốt so với giếng khoan thẳng đứng cấu tạo HMT gia tăng diện tíc h tiếp xúc thân giếng với hệ thống khe nứt qua gia tăng số khai thác hiệu suất khai thác giếng Theo kết nghiên cứu, thu hồi dầu gia tăng mỏ trường hợp giếng khoan ngang 3,5 triệu thùng so với giếng khoan thẳng đứng 2,4 triệu thùng Tuy nhiên, độ dài thân giếng ngang tăng tổn hao áp suất ma sát gây nên tăng theo Tổn hao áp suất ma sát gây nên áp suất đáy giếng vị trí cuối thân giếng ngang cao vị trí đầu thân giếng giai đoạn khai thác Điều dẫn đến lưu lượng khai thác giếng khe nứt giảm dần cuối thâ n giếng khoan ngang Do vậy, hiệu khai thác thực tế giếng khoan ngang cần xem xét tối ưu yếu tố HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ iii Theo kết nghiên cứu, trường hợp đường kính cần khai thác nhỏ 2-3/8inch ảnh hưởng tổn hao áp suất ma sát gây giếng khoan ngang làm giảm 27% đóng góp dòng từ khe nứt cuối thân giếng Để hạn chế tổn hao áp suất ma sát gây nên giếng khoan ngang, thiết kế phù hợp cho kíc h thước đường kính cần khai thác độ dài thân giếng ngang nên xem xét Trong trường hợp này, sử dụng đường kính cần khai thác lớn với 4-1/2 inch giúp giảm tổn hao áp suất từ 180 psi xuống psi Chiều dài thân giếng khoan ngang L=1344m với khai thác từ 05 hệ thống khe nứt tổng 06 hệ thống khe nứt, đạt 99% lưu lượng khai thác 98% dầu thu hồi so với tiềm tối đa giếng Đánh giá NPV cho thiết kế chiều dài giếng khoan ngang L tầng móng phù hợp cho mỏ HMT đánh giá thơng qua phân tích tối ưu lợi nhuận kinh tế thu hồi qua đánh giá NPV Kết tính tốn kinh tế giếng khoan giếng khoan ngang S5-HORZ tầng móng đạt NPV 10,9 triệu $ khai thác từ khe nứt F#1và tăng lên NPV 40 triệu $ giếng khai thác từ tất khe nứt HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ iv Abstract The present thesis is divided into three main parts The first chapter presents an overview of the geological characteristics of HMT oil field in the Block 15-01 In the second chapter presents basic documents and theories of flow regimes in horizontal well In the third chapters presents how to integrate friction loss factor in model and evaluate its impacts on fine-scale LGR model The final chapter demonstrates pressure loss due to friction effect on horizontal well, solutions to mitigate and optimize cost investment, thenceforward, there is an optimized design for horizontal well are suggested in HMT field The HMT reservoir includes both Basement and Oligocene hydrocarbon zones; however, the Basement reservoir is the main target to produce HMT structure consists of 02 main regions oil in place: North and South area The 02 regions were isolated by fault without any dynamic interference Remaining oil saturation map indicates there is large area of high oil saturation to evaluate an infill well potential in South East of the South area The oil saturation at this location is 0.78 which is almost the same with initial oil saturation Horizontal well in the HMT structure generally have a better performance than vertical wells in terms of productivity and production perfo rmance as the horizontal well helps to increases its contact with fracture systems As results of this study, field oil incremental for the case of horizontal well is ca 3.5MMstb compared to 2.4MMstb for the case of vertical well However, additional oil is not proportional with incremental in horizontal well due to friction loss in wellbore Bottomed- hole pressure at the toe of a horizontal well could be significantly higher than the pressure at the heel of the horizontal well during production This means that flow into the wellbore will decline rapidly approaching the toe The overall performance of horizontal wells depends on these 02 opposing factors above HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ v In order to optimize oil incremental for horizontal wells, the pressure loss due to friction should be mitigated As outcome of the study, the frictional losses create a pressure drop within a horizontal wellbore It causes an impact on production of fractures near the toe by reducing 27% of its production contribution Two factors that affect the friction loss are tubing diameter and well length of horizontal well that should be evaluated In this case, it is recommended to change tubing diameter from 2-3/8inch to 4-1/2inch which can help to reduce friction loss from 180psi to 8psi Optimal well length L = 1344m covers the first 05 fractures which gives 99% and 98% of max production rate and max well oil incremental, respectively Optimal horizontal length L is also evaluated through economic analysis i.e Net present Value of the project (NPV) NP V points-out that the well has NPV of 10.9MM$ with production from only F#1 while the well reaches NPV maximum revenue 40MM$ with production from all fractures HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ vi Lời cam đoan tác giả luận văn Tôi xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp cơng trình nghiên cứu thực cá nhân, thực sở nghiên cứu lý thuyết phương pháp khoa học cụ thể số liệu thực tế, không chép đồ án khác Nếu sai tơi xin hồn tồn chịu trách nhiệm chịu kỷ luật Khoa Trường đề Học viên thực Lê Quang Đạt HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ vii Lời mở đầu Trong năm vừa qua, giếng khoan ngang trở nên phổ biến rộng rãi giới qua việc chứng minh hiệu gia tăng diện tích tiếp xúc thân giếng với tầng sản phẩm, nhờ gia tăng số khai thác giếng gia tăng hiệu suất khai thác giếng Trong giai đoạn tiến hành bơm ép (khí, nước) mỏ, việc thiết kế giếng ngang giúp gia tăng số bơm ép cho vỉa có số bơm ép thấp vỉa đặc xít nên phù hợp với việc thiết kế để gia tăng hệ số thu hồi EOR Theo quan điểm tại, thiết kế quỹ đạo giếng khoan cắt qua nhiều hệ thống khe nứt đối tượng tầng móng nứt nẻ hiệu suất khai thác gia tăng theo với chiều dài thân giếng ngang tầng sản phẩm, nhiên hầu hết đánh giá bỏ qua tượng tổn hao áp suất ma sát giếng ngang cho tất khoảng khai thác hay khe nứt dọc thân giếng có khả cho dòng tính chất vỉa đồng vỉa Do vậy, việc đánh giá hiệu giếng khoan ngang tầng đá móng cần phải xem xét cẩn trọng yếu tố Ảnh hưởng tổn hao áp suất ma sát trở nên phức tạp có tác động định đến chiến lược khai thác dài hạn tương lai Tổn hao áp suất ma sát không phụ thuộc vào độ dài thân giếng qua khe nứt, độ nhám thân giếng mà phụ thuộc vào thiết kế kích thước cần khai thác Nên việc thiết kế giếng khoan ngang có xem xét ảnh hưởng tất yếu tố cần thiết Tính cấp thiết đề tài Đối tượng tầng móng mỏ HMT sau thời gian đưa vào khai thác với số lượng 08 giếng khoan phân bố 02 khối Bắc khối Nam, số liệu thực tế cho thấy giếng có hiệu suất khai thác cao giếng xuyên cắt qua nhiều hệ thống khe nứt cấu tạo Để nâng cao hiệu suất khai thác hệ số thu hồi dầu mỏ HMT, giếng khoan tầng móng giai đoạn phát triển mỏ cần thiết phải thiết kế lại quỹ đạo giếng khoan cho xuyên cắt nhiều khe nứt Trong thực tế đặt để giếng cắt nhiều khe nứt cần phải lưu ý tới tổn thất áp suất HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 69 Để xác định hiệu giếng khoan đan dày, 03 biểu đồ sản lượng xây dựng để đánh giá việc đưa thêm giếng khoan vào khai thác Các trường hợp giả thuyết mô tả sau:  Không khoan thêm giếng: dự báo với trạng khai thác giếng hữu đến cuối đời mỏ nhằm xác định vị trí có độ bão hịa dầu cịn lại hình 4.6 Mục đích cuối nhằm xác định vị trí giếng khoan tiềm thu thêm sản phẩm  Khoan thêm 01 giếng khoan thẳng đứng: dựa vị trí giếng khoan xác định, thiết kế giếng khoan S5-VER thẳng đứng qua khe nứt hình 4.5a với tầng sản phẩm xấp xỉ 500m  Khoan thêm 01 giếng khoan ngang : giếng khoan ngang thiết kế qua hệ thống khe nứt để đạt hiệu suất khai thác cao Vị trí giếng khoan ngang S5-HORZ thể hình 4.8b Chiều dài thân giếng khoan ngang L xấp xỉ 2500m Hình 4.8: Quỹ đạo giếng khoan đan dày a) giếng khoan thẳng đứng b) giếng khoan ngang Kết mơ hình cho thấy giếng khoan ngang với chiều dài đáng kể thân giếng tầng sản phẩm giúp tăng diện tích tiếp xúc với hệ thống khe nứt đối tượng khai thác mỏ Giếng khoan ngang qua hệ thống khe HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 70 nứt có khả khai thác tốt Tổng thu hồi dầu mỏ tăng xấp xỉ 3,5 triệu thùng trường hợp giếng khoan ngang 2,4 triệu thùng trường hợp giếng khoan thẳng đứng Bảng 4.3 tóm tắt kết so sánh trường hợp Bảng 4.3: So sánh hiệu giếng khoan thẳng đứng giếng khoan ngang I J K Chỉ số khai thác, thùng/ngày /psi Vị trí Trường hợp Thu hồi dầu gia tăng mỏ, triệu thùng Mô tả 1) Không khoan giếng #0 - - - - - o Không thêm giếng 2) Giếng khoan thẳng đứng #1 49 219 2-20 2,5 2,4 o Giếng khoan thẳng đứng với chiều dày 500m 3) Giếng khoan ngang #2 49 185-217 2-7 9,4 3,5 o Giếng qua hệ thống khe nứt gồm khe nứt Kết giếng khoan ngang giếng có tiềm khai thác vư ợt trội so với giếng thẳng đứng nhiên, chiều dài L giếng khoan qua hệ thống khe nứt cần tối ưu Nguyên nhân chính chi phí khoan giếng ngang tăng theo tuyến tính kéo dài thân giếng đóng góp dịng khe nứt cuối thân giếng có xu hướng giảm bị ảnh hưởng tổn hao áp suất ma sát gây nên Điều đồng nghĩa kéo dài thân giếng khoan L hiệu suất khai thác hiệu suất khai thác giếng khơng tăng theo tuyến tính, độ dài L định giếng tối ưu kinh tế 4.2.2 Thiết kế chiều dài thân giếng ngang L giếng S5-HORZ Trong mơ hình phân tích tổn hao áp suất giếng khoan ngang mơ hình khai thác, hệ thống khe nứt mà giếng qua xem điểm nút với thông số đánh giá độc lập điểm.Thay đổi chiều dài giếng khoan ngang L đồng nghĩa với thay đổi số lượng khe nứt mà giếng khoan qua thay đổi hiệu suất khai thác giếng Trong phần này, chiều dài tối ưu giếng khoan ngang L nghiên cứu qua hệ thống khe nứt nhằm đạt thu hồi tốt NPV cao HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 71 Theo thiết kế giếng khoan tầng đá móng nứt nẻ, giếng qua hệ thống khe nứt nhiều để thu bán kính ảnh hưởng giếng thể tích chất lưu kết nối tới giếng cao Bỏ qua ảnh hưởng xâm nhập nước vỉa đá móng vấn đề nghiên cứu lâu nguyên nhân gây hiệu suất khai thác khác khe nứt, nhiên với hệ thống khe nứt nhiều cấu tạo mỏ HMT giếng khoan qua nhiều khe nứt mang lại hiệu cao so với giếng khoan thẳng đứng việc bị giới hạn qua vài khe nứt (hình 4.9) Hình 4.9: Hệ thống khe nứt giếng S5-HORZ qua 4.2.3.1 Đánh giá tổn hao áp suất ma sát Giếng khoan S5-HORZ thiết kế qua tất hệ thống khe nứt bao gồm khe nứt F#1 đến F#6 đối tượng khai thác mỏ Đường kính cần khai thác OD = 2-3/8 inch sử dụng trường hợp để đánh giá tượng tổn hao áp suất ma sát Mối liên hệ đường kính cần khai thác với tổn hao áp suất ma sát gây nên tiếp tục đánh giá phần sau HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 72 Hình 4.10: Chỉ số khai thác tổn hao áp suất thay đổi theo chiều dài giếng khoan ngang hay số lượng khe nứt giếng khoan qua Kết ảnh hưởng tổn hao áp suất ma sát gây nên giếng khoan ngang tóm tắt bảng 4.4 bảng 4.5 Bảng 4.4: Hiệu suất khai thác giếng S5-HORZ không tính đến tổn hao áp suất ma sát S5-HORZ (Không Xem Xét Tổn Hao Áp Suất Do Ma Sát) Trường hợp F#1 F#2 F#3 F#4 F#5 F#6 Lưu lượng khai thác, thùng/ngày 1843 3056 2479 1713 1211 257 DeltaP, psi 1155 1246 1314 1003 1300 1314 Pwf, psi 2821 2845 2955 3094 3104 3100 HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 73 Bảng 4.5: Hiệu suất khai thác giếng S5-HORZ có tính đến tổn hao áp suất ma sát S5-HORZ (Có Xem Xét Tởn Hao Áp Śt Do Ma Sát) Trường hợp F#1 F#2 F#3 F#4 F#5 F#6 Lưu lượng khai thác, thùng/ngày 1980 2857 2134 1259 890 189 DeltaP, psi 1184 1110 1047 788 963 966 Pwf, psi 2792 2982 3221 3309 3440 3448 7% -7% -14% -26% -27% -27% % thay đồi lưu lượng khai thác xem xét tổn hao áp suất Hình 4.11: Ảnh hưởng tổn hao áp suất lên chênh áp vỉa đáy giếng dọc khe nứt theo thân giếng khoan HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 74 Hình 4.12: Ảnh hưởng tổn hao áp suất lên đóng góp dịng dọc khe nứt theo thân giếng khoan Tổn hao áp suất ma sát có khuynh hư ớng tăng dần theo số lượng khe nứt thân giếng qua (Hình 4.10) Trường hợp giếng qua hệ thống khe nứt tổn hao áp suất trung bình gây nên giếng khoan 180psi Trong tổn hao áp suất khe nứt cuối thân giếng khoan lên đến 350psi (Hình 4.11) Các khe nứt cuối thân giếng khoan ngang khai thác thấp dự kiến (Hình 4.12) chênh áp áp suất vỉa áp suất đáy giếng bị giảm ảnh hưởng tổn hao áp suất ma sát (Hình 4.11) Tổn hao áp suất ma sát gây nên thay đổi khả đóng góp dịng từ hệ thống khe nứt F#1 thác cao 7% khí F#2 đến F#6 lưu lượng khai thác giảm từ 7% đến 27% 4.2.2.2 Giải pháp giảm thiểu tổn hao áp suất cho giếng khoan S5HORZ Tổn hao áp suất ma sát tỷ lệ thuận với chiều dài thân giếng, tỷ trọng chất lưu, vận tốc chất lưu hay lưu lượng khai thác tỷ lệ nghịch với đường kính cần khai thác phân tích từ cơng thức 2.30 Ngồi yếu tố khác, đường kính cần khai thác yếu tố đánh giá cho trường hợp cụ thể Theo đường kính cần khai thác nhỏ ma sát gây nên tổn hao áp suất tăng HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 75 Trong trường hợp cụ thể giếng khoan S5-HORZ đường kính cần khai thác có kích thước thay đổi từ 2-3/8”, 2-7/8”, 31/3”, 4.0” 4.5” đánh giá Kết thể bảng 4.5, Hình 4.13 Hình 4.14 Bảng 4.6: Kết thay đổi đường kính cần khai thác giếng khoan S5HORZ Tổn hao áp suất ma sát, psi Lưu lượng khai thác, thùng/ngày 4-1/2 inch 10499 4.30 4.0 inch 12 10460 4.28 3-1/2 inch 28 10316 4.27 2-7/8 inch 74 9932 4.25 2-3/8 inch 178 9308 4.14 OD Dầu thu hồi giếng, triệu thùng Hình 4.13: Thay đổi đường kính cần khai thác cải thiện lưu lượng khai thác giếng S5-HORZ HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 76 Hình 4.14: Thay đổi đường kính cần khai thác cải thiện thu hồi dầu giếng S5HORZ Hình 4.13 4.14 thể kết thay đổi tổn hao áp suất ma sát gây nên giếng khoan S5- HORZ thay đổi đường kính cần khai thác Đường kính cần khai thác 4-1/2inch hạn chế tổn hao áp suất nhiều với tổn áp gây nên 8psi so với trường hợp tổn hao áp suất 180psi trường hợp đường kính cần khai thác 2-3/8inch Để tối ưu chiều dài thân giếng khoan ngang L giếng khoan S5-HORZ, trường hợp L thay đổi từ 87m đến 1744m với mục tiêu qua tất hệ thống 06 khe nứt Kết phân tích thể tích dầu thu hồi gia tăng chiều dài thân giếng ngang S5-HORZ tăng tầng sản phẩm So với giếng khoan thẳng đứng S5-VER khai thác từ 03 hệ thống khe nứt, thể tích dầu thu hồi tương đương với trường hợp giếng S5-HORZ khai thác từ 03 hệ thống khe nứt F#1 đến F#3 Khi giếng S5-HORZ tiếp tục gia tăng chiều dài L qua khe nứt F#3 đến F#6 cho kết thể tích dầu thu hồi cao từ 1,2-1,8 triệu thùng dầu giếng hay 0,7-1,1 triệu thùng dầu gia tăng mỏ so với giếng S5-VER Mặc dù vậy, F#6 đóng góp dầu khơng đáng kể có số khai thác thấp dẫn đến giếng khoan qua F#5 đạt 99% so với lưu lượng tối đa mà giếng đạt HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 77 (Hình 4.15) Tương tự, thân giếng khoan qua F#5, thu hồi dầu đạt 98% so với thu hồi tối đa mà giếng đạt Hình 4.16 Bảng 4.7: Thu hồi dầu theo độ dài thân giếng S5-HORZ S5-HORZ (OD 4.5”) Trường hợp S5VER F#1 L=87m F#1-#2 L=330m F#1-#3 L=779m F#1-#4 L=1093m F#1-#5 L=1344m F#1-#6 L=1981m Thu hồi gia tăng mỏ Dầu thu hồi 2,4 1,44 1,74 2,13 3,01 3,45 3,5 Gia tăng so với giếng thẳng đứng - -0,9 -0,6 -0,2 0,7 1,05 1,1 Thu hồi gia tăng giếng Dầu thu hồi 2,5 2,0 2,3 2,7 3,7 4,2 4,3 Gia tăng so với giếng thẳng đứng - -0,5 -0,2 0,3 1,2 1,7 1,8 Hình 4.15: Lưu lượng khai thác giếng S5-HORZ với số lượng khe nứt giếng qua HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 78 Hình 4.16: Thu hồi dầu S5-HORZ với số lượng khe nứt giếng qua 4.2.2.3 Lợi nhuận thu hồi kinh tế giếng khoan S5-HORZ Thiết kế chiều dài giếng khoan ngang S5-HORZ phù hợp để tối đa hiệu đầu tư từ giếng khoan phân tích đánh giá Do thể tích dầu thu hồi khơng hồn tồn tỷ lệ thuận với chiều dài giếng khoan giếng S5-HORZ chi phí cho cơng tác khoan hồn thiện giếng tăng tuyến tính chiều dài giếng tăng Vì vậy, cần tính tốn lợi nhuận thu hồi thay đổi theo chiều dài thân giếng L để xác định hiệu kinh tế đầu tư từ giếng Theo sở đánh giá hiệu đầu tư dự án: ∑NCF= ∑Revenue - ∑Operating Cost - ∑Overhead - ∑Construction Cost ∑Capital Cost -∑Tax ∑NPV = ∑ti=1 NCF (1+i) t ∑NCF dòng tiền ∑Construction cost chi phí đầu tư ∑Operating Cost chi phí điều hành ∑Overhead chi phí phát sinh, chi phí gián tiếp HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 79 ∑Capital chi phí vốn t thời gian khai thác i tỷ lệ chiết khấu Bảng 4.8: Tính tốn tối ưu kinh tế giếng khoan S5-HORZ thay đổi với độ dài thân giếng L khác F Chiều dài L mMD F#1 F#1- #2 F#1- #3 F#1- #4 F#1- #5 F#1- #6 87 330 779 1150 1344 1744 F CAPEX MM $ F#1 F#1- #2 F#1- #3 F#1- #4 F#1- #5 F#1- #6 18.2 19.3 21.3 23.0 23.9 25.7 Tổng chiều dài giếng, mMD Field Incremental MMstb 4043 4286 4735 5106 5300 5700 1.4 1.7 2.1 3.0 3.45 3.50 OPEX MM $ 3.6 3.9 4.3 4.6 4.8 5.1 Taxable Income MM $ 18.4 25.5 34.1 56.7 67.8 67.2 Gross Revenue MM $ 50.3 60.8 74.5 105.4 120.6 122.5 Tax MM $ 6.4 8.9 11.9 19.9 23.7 23.5 Royalty MM $ 10.1 12.2 14.9 21.1 24.1 24.5 Net Revenue MM $ 40.2 48.6 59.6 84.3 96.5 98.0 Governm ent Take MM $ Operator Take MM $ 16.5 21.1 26.8 40.9 47.9 48.0 12.0 16.6 22.1 36.9 44.1 43.7 NPV, 10%, MM $ 10.9 15.1 20.1 33.5 40.1 39.7 Hình 4.17: NPV tối ưu độ dài thân giếng L=1344m (F#5) HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 80 F#6 có số khai thác PI thấp khe nứt lại nên thu hồi khai thác từ khe nứt không đáng kể, giếng đạt 99% lưu lượng khai thác dầu thu hồi đạt 98% khai thác từ khe nứt Kết NPV NPV tối ưu L= 1344m hay F#5 Việc tiếp tục khoan thêm F#6 khơng đạt hiệu tuyến tính thu hồi từ F#6 không đáng kể so với chi phí thêm cho việc khoan hồn thiện giếng tăng thêm NPV giếng khoan tăng đáng kể giếng khai thác từ hệ thống khe nứt F#1 đến F#4 Giếng đạt NPV cao giếng khoan khai thác đến F#5 NPV giảm giếng khoan đến F#6 thu hồi dầu gia tăng từ khe nứt khơng đáng kể so với chi phí thêm cho cơng tác khoan hồn thiện giếng kéo dài thân giếng từ F#5 đến F#6 Như thân giếng ngang L giếng khoan S5-HORZ đạt tối ưu NPV 1344m Bảng 4.9: Đề xuất thiết kế hoàn thiện giếng khoan ngang phù hợp cho giếng khoan S5-HORZ Thông số Các trường hợp chạy độ nhạy Đề xuất thiết kế  Đường kính cần khai 2-3/8”, 2-7/8”, 3.0”, 3-1/2”, 4.0”, 4-1/2” thác 4-1/2 inch  Chiều dài thân giếng L thay đồi từ F#1 đến F#6 ngang L 1344m (@F#5) Tóm lại, kết phân tích tiềm khai thác mỏ HMT cho thấy giếng khoan khai thác nghiên cứu khu vực Đơng Nam khối phía Nam mỏ dựa vào đồ phân bố độ bão hòa dầu lại khu vực tương đối cao So ~0.78 Giếng khoan ngang S5-HORZ có hiệu khai thác tốt giếng khoan thẳng đứng S5- VER gia tăng diện tích tiếp xúc giếng với hệ thống khe nứt mỏ Quỹ đạo giếng khoan S5-HORZ qua hệ thống 06 khe nứt so với giếng khoan thẳng đứng S5- VER qua 03 hệ thống khe nứt Thiết kế hoàn thiện giếng S5-HORZ nghiên cứu điều chỉnh thay đổi đường kính cần khai thác sang 4-1/2inch giúp hạn chế tổn hao áp suất từ 180psi xuống 8psi khai thác HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 81 KẾT LUẬN & KIẾN NGHỊ Kết luận Giếng khoan ngang S5-HORZ chứng minh hiệu quỹ đạo giếng qua 06 hệ thống khe nứt cấu tạo giúp gia tăng hiệu suất khai thác giếng Theo kết nghiên cứu tính tốn giả định có tính tới tổn hao áp suất, thu hồi dầu gia tăng từ 1,4 triệu thùng khai thác từ F#1 lên 3,5 triệu thùng khai thác từ F#1 đến F#6 Tổn hao áp suất ma sát gây đáng kể cho giếng S5-HORZ sử dụng đường kính cần khai thác nhỏ 2-3/8inch Tổn hao áp suất ma sát trung bình 180psi cao 350psi khe nứt cuối F#5 F#6 dẫn đến lưu lượng đóng góp dịng từ khe nứt giảm 27% Thay đổi đường kính cần khai thác giếng S5-HORZ từ 2-3/8inch lên 41/2inch giúp giảm thiểu tổn hao áp suất trình khai thác Tổn hao áp suất ma sát giảm từ 180psi (2-3/8inch) xuống psi (4-1/2inch) giúp lưu lượng khai thác gia tăng từ 9308 lên 10500 thùng/ngày Kết tính tốn kinh tế giếng khoan giếng khoan ngang S5- HORZ tầng móng đạt NPV 10,9 triệu $ khai thác từ khe nứt F#1và tăng lên NPV 40 triệu $ giếng khai thác từ tất khe nứt Kiến nghị Thiết kế giếng khoan hồn thiện giếng tầng móng với đối tượng khai thác hệ thống khe nứt cần nghiên cứu cẩn trọng từ giai đoạn thiết kế giếng khoan Đối với mỏ có diện tầng nước đáy cần theo dõi trình khai thác tối ưu khai thác giếng nhằm khai thác hiệu tránh rủi ro ngập nước sớm gây ảnh hưởng lên hiệu suất khai thác Trong trường hợp này, lựa chọn chọn quỹ đạo giếng qua khe nứt cần phải xem thêm xét mức độ ngập nước khe nứt HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 82 Tài liệu tham khảo [1] Khalid Aziz, Thomas A Hewett, Sepehr Arababi Productivity and Injection of Horizontal wells SPE 57193, Stanford University, 1999 [2] S.D Joshi Horizontal well technology Pennwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, USA, 1991 [3] Fadairo A S Adesin et al Modelling Productivity Index for Long Horizontal Well Energy and Environment Research Group, Department of Petroleum Enginner, University of Ibadan, Nigeria, 2011 [4] Hyun Cho Integrated Optimization on a Long Horizontal Well Length SPE 83669, Kelogg Beown & Root Inc., 2003 [5] LIU Bin, CHENG Shiqing et al Evaluation of damage to horizontal wells through equivalent horizontal well length MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China, 2013 [6] Lu Dinh Vi at al Optimzation of Horizontal Well Length: A Case Study in the Fractured Basement Reservoir of the South-east Dragon Oil Field in Viet Nam SPE 164746, Cairo, Egypt, 2013 [7] Ohaegbulam MC at al Analysis of Wellbore Pressure Drop on Horizontal Well Performance Department of Petroleum Engineering, Federal University of Technology, Owerri, Imo State, Nigeria, 2017 [8] Yueting Hu An Application of Optimal Design Method on Horizontal Wellbore Length Design China National Petroleum Corporation, China, 2010 [9] O K Dankwa1 et al Comparison of the Economics and Performance of Horizontal and Vertical Wells Department of Petroleum Engineering, University of Mines and Technology, P O Box, 237, Tarkwa, 2018 [10] Khalid Aziz et al Productivity and Injectivity of Horizontal wells Stanford University Department of Petroleum engineering, 1997 [11] PVEP Field Development & Plan STN field PVEP, 2019 HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ 83 PHẦN LÝ LỊCH TRÍCH NGANG Họ tên: LÊ QUANG ĐẠT Ngày, tháng, năm sinh: 26/06/1988 Nơi sinh: Bình Thuận Địa liên lạc: Chung Cư Belle Za, Phạm Hữu Lầu, Phường Phú Mỹ, Quận 7, TP HCM 10/2007 – 10/2011: sinh viên khoa Địa chất dầu khí, mơn Địa chất dầu khí, Đại học Khoa Học Tự Nhiên TPHCM 01/2016 – nay: học viên cao học chuyên ngành K ỹ thuật Dầu khí, khoa K ỹ thuật Địa chất & Dầu khí, Đại học Bách Khoa TPHCM Q TRÌNH CƠNG TÁC 10/2011 – 10/2014: kỹ sư Công nghệ mỏ công tác ban Cơng nghệ mỏ, Tổng cơng ty thăm dị khai thác dầu khí PVEP 10/2014 – 9/2017: kỹ sư Cơng nghệ mỏ cơng tác phịng Địa chất Cơng nghệ mỏ, cơng ty dầu khí CLJOC 9/2017 – nay: kỹ sư chính Cơng nghệ mỏ cơng tác phịng Địa chất Cơng nghệ mỏ, cơng ty dầu khí HLHV HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ ... ngành: Địa chất – Dầu khí Mã số: 60520604 I.TÊN ĐỀ TÀI: ? ?Đánh giá ảnh hưởng tổn hao áp suất thiết kế tối ưu khai thác giếng khoan ngang thân dầu đá móng mỏ HMT bồn trũng Cửu Long – Evaluation... lưu ý tới tổn thất áp suất HVTH: Lê Quang Đạt Luận văn thạc sĩ viii toàn hệ thống khai thác Chính lý mà đề tài ? ?Đánh giá ảnh hưởng tổn hao áp suất thiết kế tối ưu khai thác giếng khoan ngang thân. .. nước vỉa vào giếng Tuy nhiên việc đánh giá ảnh hưởng tổn hao áp suất giếng khoan ngang ảnh hưởng lên việc thiết kế giếng, hồn thiện giếng, tối ưu khai thác cần đánh giá cẩn trọng Trên thế giới: