Đảm bảo dòng chảy trong lòng giếng cụm mỏ HT và MT bằng phương pháp mô hình hóa giếng

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA -o0o LÝ VINH QUANG ĐẢM BẢO DÒNG CHẢY TRONG LÒNG GIẾNG CỤM MỎ HT VÀ MT BẰNG PHƢƠNG PHÁP MƠ HÌNH HĨA GIẾNG CHUN NGÀNH: KỸ THUẬT DẦU KHÍ MÃ NGÀNH: 60520604 LUẬN VĂN THẠC SỸ TP Hồ Chí Minh, tháng 07 năm 2018 Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 CƠNG TRÌNH ĐƢỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC QUỐC GIA – HCM Cán hƣớng dẫn khoa học 1: (Ghi rõ họ tên, học hàm, học vị chữ ký) Cán hƣớng dẫn khoa học 2: (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 sỹ đƣợc bảo vệ Trƣờng Đại học Bách Khoa, ĐHQG TP.HCM Ngày… tháng… năm… Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sỹ gồm: (Ghi rõ họ tên, học hàm, học vị Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sỹ) ………………………………………………………………… ………………………………………………………………… ………………………………………………………………… ………………………………………………………………… ………………………………………………………………… Xác định Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Trƣởng Khoa quản lý chuyên ngành sau luận văn đƣợc sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƢỞNG KHOA…………………… Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc Lập – Tự Do – Hạnh Phúc NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên: LÝ VINH QUANG MSHV: 7140311 Ngày, tháng, năm sinh: 28/12/1988 Nơi sinh: Hƣng Yên Chuyên ngành: KỸ THUẬT DẦU KHÍ Mã số: 60520604 I TÊN ĐỀ TÀI: ĐẢM BẢO DÒNG CHẢY TRONG LÒNG GIẾNG CỤM MỎ HT VÀ MT BẰNG PHƢƠNG PHÁP MƠ HÌNH HĨA GIẾNG II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: + Đánh giá nhiệt độ áp suất đầu giếng từ lúc bắt đầu mỏ đến kết thúc đời mỏ + Thiết lập kịch khai thác khác cho nhiệt độ áp suất đầu giếng từ lúc bắt đầu mỏ đến kết thúc đời mỏ Tƣơng ứng với thiết kế d/s Choke 50 bar, 70 bar, 120 bar xác định nhiệt độ d/s Choke để đánh giá rủi ro tạo thành Wax + Đánh giá rủi ro xuất wax dựa phƣơng pháp cân vật chất nhiệt (HMB) + Sử dụng dự báo khai thác số lƣợng giếng khai thác tối đa tối thiểu để thiết lập điều kiện vận hành hệ thống khai thác sau choke đến bình tách bậc III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ:…………………………………… IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ:………………………… V CÁN BỘ HƢỚNG DẪN: TS Đỗ Quang Khánh TP.HCM, ngày… tháng… năm 2018 CÁN BỘ HƢỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO (Họ tên chữ ký) (Họ tên chữ ký) TRƢỞNG KHOA:……………………… (Họ tên chữ ký) Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 LỜI CẢM ƠN Để có điều kiện hồn thành luận văn tốt nghiệp, tác giả xin gửi lời cảm ơn đến thầy/ cô Khoa Kỹ thuật Địa chất & Dầu khí trƣờng Đại học Bách Khoa Hồ Chí Minh giúp đỡ tạo điều kiện thuận lợi cho tác giả suốt năm học qua Đặc biệt, để có đƣợc định hƣớng đề tài hồn thành, trình bày kết luận văn này, tác giả xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến TS.Đỗ Quang Khánh tận tụy hƣớng dẫn, dìu dắt giúp tác giả hiểu thêm nhiều kiến thức Kỹ thuật Dầu khí suốt thời gian qua để thu đƣợc kết tốt Trong suốt thời gian hồn thành Luận văn nói riêng q trình học tập nói chung, tác giả xin gửi lời biết ơn chân thành đến bạn bè, đồng nghiệp với ngƣời thân gia đình, ngƣời ln ủng hộ bên cạnh động viên, dành cho tác giả điều tốt đẹp Xin cảm ơn bạn, anh chị học viên Cao học khóa 2014, trao đổi, học tập động viên, giúp đỡ tác giả suốt trình thực luận văn Xin chân thành cảm ơn! TP.HCM, ngày tháng Học viên LÝ VINH QUANG năm 2018 Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 TÓM TẮT Mỏ HT MT mỏ khí condensate có nhiệt độ cao áp suất cao, đƣợc phát triển chế khai thác tự nhiên Sản phẩm khai thác từ giếng mỏ HT MT đƣợc xử lý giàn xử lý trung tâm PQP-HT, sản phẩm thƣơng mại bao gồm condensate đƣợc xuất sang tàu chứa FSO, khí đƣợc xuất vào đƣờng ống Nam Côn Sơn đƣợc vận chuyển bở Mục đích luận văn sử dụng phần mềm OLGA để xác định áp suất đầu giếng nhiệt độ đầu giếng từ lúc bắt đầu đời mỏ đến kết thúc đời mỏ Dựa vào kết có đƣợc từ mơ hình hóa giếng để thiết lập điều kiện vận hành tối ƣu theo phƣơng án khai thác sau côn 50 barg, 70 barg 120 barg, đánh giá rủi ro xuất sáp hệ thống sau côn Thiết lập kịch thực tế sản xuất để vận dụng phƣơng pháp cân vật chất nhiệt đánh giá rủi xuất sáp hệ thống sau côn bao gồm kết hợp số lƣợng giếng tối đa tối thiểu với số khai thác để dự đoán sản lƣợng khai thác phù hợp điều kiện vận hành áp suất nhiệt độ từ đầu giếng đến trƣớc côn sau côn Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 ABSTRACT The MT and HT are pressure gas and condensate fields which are being developed by natural depletion drive The produced well fluids are processed at the central processing flatform PQP-HT for export to FSO (condensate) and NCS pipeline (gas) Objectives: the well modeling study was intiated for the MT and HT wells by OLGA Software Results to establish flow tubing head pressure (FTHP) and flow tubing head temperature (FTHT) for start field life and late (end of plateau) field life scenarios To determine the choke downstream temperature using FTHP and FTHT result with fixed downstream pressure 50 barg, 70 barg and 120 barg, therefore assess for wax information risk in the downstream system Wax risk assessment based on facility Heat & Material Balance (HMB) Use the production forecast and maximum or minimum number of producing wells to establish the operating conditions i.e pressure and temperature at upstream choke, downstream choke, inlet and outlet of the pipeline from WHP-MT1 to WHPHT1, for all the HMB cases for which the facility is designed To assess the wax information risk at wellhead and pipeline inlet to outlet based on the HMB for the facility in order to forecast actual producing from each cases Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 LỜI CAM ĐOAN CỦA TÁC GIẢ LUẬN VĂN Tôi xin cam đoan Bản luận văn tốt nghiệp cơng trình nghiên cứu thực cá nhân, đƣợc thực sở nghiên cứu lý thuyết phƣơng pháp khoa học cụ thể số liệu thực tế, không chép đồ án khác Nếu sai tơi xin chịu hồn tồn trách nhiệm chịu kỷ luật Khoa Trƣờng đề Học viên thực Lý Vinh Quang Danh mục từ viết tắt MỤC LỤC MỤC LỤC i DANH MỤC HÌNH ẢNH - DANH MỤC BẢNG BIỂU - DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT - PHẦN MỞ ĐẦU - CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ MT VÀ HT - 22 1.1 Giới thiệu tổng quan mỏ MT HT - 22 1.2 Các đặc điểm mỏ MT HT - 24 1.2.1 Tóm tắt điều kiện địa chất - 24 - 1.2.2 Các vỉa chứa phát triển - 24 - 1.2.3 Thành phần condensate khí khai thác - 24 - 1.2.4 Thời gian khai thác mỏ diễn biến sản lƣợng khai thác - 26 - 1.2.5 Hệ thống thiết bị khai thác bề mặt mỏ HT MT - 27 - 1.2.6 Giàn xử lý trung tâm PQP-HT - 28 - 1.2.7 Hai giàn đầu giếng (WHPs) - 34 - 1.2.8 Hệ thống đƣờng ống - 37 - CHƢƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐẢM BẢO DỊNG CHẢY, XÂY DỰNG MƠ HÌNH MƠ PHỎNG DỊNG CHẢY TRONG GIẾNG ĐẾN THIẾT BỊ KHAI THÁC BỀ MẶT - 39 2.1 Khái quát hệ thống thiết bị khai thác bề mặt - 39 - 2.1.1 Giới thiệu - 39 - 2.1.2 Các module hệ thống thiết bị khai thác bề mặt - 40 - 2.2 Cơ sở lý thuyết mơ hình hóa mơ - 42 - 2.2.1 Giới thiệu mơ hình hóa mơ - 42 - 2.2.2 Một số định nghĩa - 42 - 2.2.3 Ƣu điểm bật phƣơng pháp mơ hình hóa mô - 43 - 2.3 Cơ sở lý thuyết xây dựng mơ hình mơ hệ thống thiết bị khai thác bề mặt - 44 - 2.3.1 Nguyên lý chung - 44 - 2.3.2 Cơ sở liệu để xây dựng hệ thống - 45 - 2.3.3 Quy trình cho phƣơng pháp mơ hình hóa hệ thống thiết bị bề mặt - 46 - 2.4 Cơ chế thay đổi đầu vào hệ thống thiết bị bề mặt - 47 -1- Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 2.5 Cơ chế thay đổi đầu hệ thống thiết bị bề mặt - 48 - 2.6 Mơ hình hóa giếng đơn (Single Well Simulation) - 49 - 2.7 Xây dựng mơ hình giếng phần mềm OLGA (13) - 51 - CHƢƠNG 3: ĐẢM BẢO DÒNG CHẢY TRONG LÒNG GIẾNG ĐẾN HỆ THỐNG KHAI THÁC MỎ HT VÀ MT - 65 3.1 Giới thiệu chung - 65 - 3.1.1 Mô tả dự án - 65 - 3.1.2 Mục đích luận văn - 65 - 3.2 Cơ sở giả định - 67 - 3.2.1 Phần mềm mô - 67 - 3.2.2 Định nghĩa vòng đời mỏ - 67 - 3.2.3 Lƣu lƣợng giếng khai thác - 68 - 3.2.4 Các thông số vỉa - 68 - 3.2.5 Các thông số khai thác - 70 - 3.2.6 Các tham số giếng - 71 - 3.3 Phƣơng pháp luận - 72 - 3.4 Kết mô giếng MT - 74 - Giếng MT P2 - 75 Giếng MT-P6 - 79 3.5 Kết mô giếng HT - 83 - 3.5.1 Giếng HT-S1 - 84 - 3.5.2 Giếng HT-F1 - 89 - 3.5.3 Giếng HT-H1 - 93 - 3.6 - Đánh giá rủi ro hình thành sáp dựa phƣơng pháp cân vật chất nhiệt - 97 3.6.1 Số lƣợng giếng khai thác tối thiểu với số khai thác tối đa - 108 - 3.6.2 Số lƣợng giếng khai thác tối đa với số khai thác tối đa - 108 - 3.6.3 Số lƣợng giếng khai thác tối thiểu với số khai thác tối thiểu - 108 - 3.6.4 Số lƣợng giếng khai thác tối đa với số khai thác tối thiểu - 109 - KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ - 110 - Danh mục Hình ảnh DANH MỤC HÌNH ẢNH Hình 1.1: Vị trí mỏ MT HT bồn trũng Nam Côn Sơn (10) - 23 Hình 1.2: Hệ thống thiết bị bề mặt mỏ MT HT (10) - 23 Hình 1.3 Sơ đồ mơ tả hệ thống công nghệ khai thác bề mặt (10) - 28 Hình 2.1 Sơ đồ mơ tả q trình khai thác - 41 Hình 2.2 Sơ đồ mô tả cụm thiết bị xử lý nƣớc thải - 42 Hình 2.3 Nguyên lý bảo toàn cân vật chất - 44 Hình 2.4 Mơ tả q trình mơ - 47 Hình 2.5: Dạng hình học dịng chảy hƣớng tâm- hình trụ (radial-cylindrical) riêng biệt chi tiết khối điển hình - 49 Hình 2.6: OLGA Well Model - 52 Hình 2.7: Workflow dynamic three phase flow simulator with OLGA software - 52 Hình 3.1: Biểu đồ thiết bị bề mặt - 66 Hình 3.2: Dạng hình học giếng MT giếng HT - 72 Hình 3.3: OLGA Well Model - 73 Hình 3.4: Bắt đầu đời mỏ giếng MT-P2 – áp suất đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 75 Hình 3.5(a): Áp suất đầu giếng Lƣu lƣợng khí tối đa cho Kết thúc đời mỏ MT-P2 - 76 (Max PI) - 76 Hình 3.5(b): Áp suất đầu giếng Lƣu lƣợng khí tối đa cho giai đoạn Kết thúc khai thác MT-P2 (Min PI) - 77 Hình 3.6(a): Bắt đầu đời mỏ MT-P2 – nhiệt độ đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 78 Hình 3.6(b): Kết thúc đời mỏ MT-P2 – nhiệt độ đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 78 Hình 3.7: Bắt đầu đời mỏ MT-P6 – áp suất đầu giếng lƣu lƣợng khí - 79 Hình 3.8 (a): Áp suất đầu giếng lƣu lƣợng khí tối đa cho MT-P6 giai đoạn kết thúc đời mỏ (Max PI) - 80 Hình 3.8(b): Áp suất đầu giếng lƣu lƣợng khí tối đa cho MT-P6 giai đoạn kết thúc đời mỏ (Min PI) - 81 Hình 3.9(a): MT-P6 giai đoạn bắt đầu đời mỏ - nhiệt độ đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 82 Hình 3.9(b): MT-P6 giai đoạn kết thúc đời mỏ - nhiệt độ đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 82 Hình 3.10: Giai đoạn bắt đầu đời mỏ HT-S1 – áp suất đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 85 Hình 3.11(a): áp suất đầu giếng lƣu lƣợng khí cực đại cho HT-S1 giai đoạn kết thúc đời mỏ (Max PI) - 86 Hình 3.11(b): áp suất đầu giếng lƣu lƣợng khí cực đại cho HT-S1 giai đoạn kết thúc đời mỏ (Min PI) - 87 Hình 3.12(a): giai đoạn bắt đầu đời mỏ cho giếng HT-S1 – nhiệt độ đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 88 Hình 3.12(b): giai đoạn kết thúc đời mỏ cho giếng HT-S1 – nhiệt độ đầu giếng so với lƣu lƣợng khí - 88 - Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 71 of 84 Rev :0 Table C.4(a) – FTHP, FTHT and U/S Choke Conditions for Maximum Number of Wells Producing for Minimum Temperature Cases (Min PI) No of producing wells (Note 1) HMB Case Production MT Total Gas Flowrate, MMSCFD MT wells HT wells MT wells Upstream choke HT wells MT wells Phase of life 200 Gas flowrate per well, MMSCFD HT well (Note 7) MT-P2 MT-P2 MT-P6 HT-S1 HT-F1 HT-H1 MT-P2 MT-P6 HT-S1 HT-F1 HT-H1 - - - 38 10 - - - - 4 - - 16 - - - - 24 - - - - - - - - - - - - - - MT-P6 HT-S1 HT-F1 HT-H1 Pressure, barg Temperature, °C Pressure, barg Temperature, °C Pressure, barg Temperature, °C Pressure, barg Temperature, °C Pressure, barg Temperature, °C - 370 116 425 70 - - - - - - 16 16 - - - - 450 80 315 80 300 80 - - - 55 112 - - - - - - - - - - 37.1 - - - - - - - 120 126 - - 10 10 - - - 445 84 425 70 - - - - - - - - 10 15 15 - - - - 460 62 315 80 300 80 - - 16.0 - - - - 60 107 - - - - - - - - - - - 15 20 - - - - - 75 90 88 116 - - - - - 46 10 - - - 350 116 425 70 - - - - - - 12 - - - - 20 - - - - 56 113 - - - - - - - - - - - 11.5 10 - - - 440 88 425 70 - - - - - - - - - - 11.2 - - - - 60 104 - - - - - - - - - - 4 - - 30 20 21.25 - - - - 390 103 240 98 170 100 - - - - - - - 35.7 - - - - - - - 120 126 - - - - 2 - - 10 10 12 - - - - 460 62 375 62 360 70 - - - - - - - 27 - - - - - - - 100 123 - - Start HT 160 MT (Note 5) 120 Late HT (Note 4) 260 MT 50 Start HT 130 MT 80 Late HT 100 MT 240 MT (Note 5) 240 MT 56 MT 56 HT 245 10 HT (Note 4) 250 11 HT 54 12 HT 54 Start Late Start Late Start Late Start Late This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 72 of 84 Rev :0 Table C.4 (b): D/S Choke Conditions for Maximum Number of Wells Producing for Minimum Temperature Cases (Min PI) Downstream choke (Note 2) HMB Case Production MT Total Gas Flowrate, MMSCFD MT wells Well Mixture Phase of life MT-P2 MT-P6 HT-S1 HT-F1 Temperature, oC Pressure, barg Temperature, oC Pressure, barg Temperature, oC Pressure, barg Temperature, oC Pressure, barg Temperature, oC Pressure, barg Temperature, oC 111 87.8 111 36.7 - - - - - - 111 85.4 Start HT 160 MT (Note 5) 120 Outlet Temperature to 1st stage separator (Note 3, 6) Remarks HT-H1 Pressure, barg 200 HT well Pressure, barg Temperature, oC 59 Temp above wax safe limit 44.2 Temp below wax safe limit-PPD Injection required (Note 5) FTHP< Inlet pressure 65 - - - - 70 42.1 70 45.2 70 46.0 70 44.2 74 (Note 5) - - - - - - - - 74 (Note 5) Late 45 HT (Note 4) 260 - - - - - - 50 114.8 - - 50 114.8 114.8 Temp above wax safe limit MT 50 68 37.9 68 22.3 - - - - - - 68 34.7 18.7 Temp below wax safe limit-PPD Injection required 38.8 Temp below wax safe limit-PPD Injection required 62.2 Temp above wax safe limit 95.5 Temp above wax safe limit 60 Temp above wax safe limit (Note 5) FTHP< Inlet pressure 21 Temp below wax safe limit-PPD Injection required 45.6 Temp above wax safe limit 72.7 Temp above wax safe limit 114.8 Temp above wax safe limit 27.6 Temp below wax safe limit-PPD Injection required 114.2 Temp above wax safe limit Start HT 130 MT 80 65 - - - - 70 23.3 70 45.2 70 46.0 70 38.8 59 106.9 - - - - - - - - 59 106.9 Late HT 100 MT 240 MT (Note 5) 240 MT 56 MT 56 HT 245 10 HT (Note 4) 250 11 HT 54 12 HT 54 45 - - - - 50 85.8 50 109.1 - - 50 95.5 122 91.2 122 39.9 - - - - - - 122 89.1 121 (Note 5) - - - - - - 121 (Note 5) 69 43.0 69 22.7 - - - - - - 69 39.3 52 102.8 - - - - - - - - 52 102.8 - - - - 70 67.7 70 70.4 70 80.6 70 72.7 - - - - - - 50 114.8 - - 50 114.8 - - - - 70 23.3 70 23.4 70 32.6 70 27.6 - - - - - - 50 114.2 - - 50 114.2 Start 65 Late 45 Start 65 Late 45 Start 65 Late 45 Start 65 Late 45 No of producing well is based on MT and HT prod Forecast Downstream choke temperature is considered the inlet temperature for MT pipeline (MT production cases) For HT well the d/s choke is the temperature at topside piping which flows to 1st stage separator located at HT-PQP The pipeline outlet pressure is fixed at 45 barg (low pressure -End of plateau) and 65 barg (high pressure- Start field life) The pipeline outlet temperature is determined from OLGA model For HT well production the outlet pressure and temperature is considered the same the d/s choke temperature assuming minimal pressure and temperature loss in the topside piping and bridge link to the 1st stage separator The max reservior pressure during End of plauteau is 5000 psia (340 bara) HT-H1 and HT-S1 wells could not produce at this stage due to high pressure drop across the well Only HT-F1 wells shall produce (increase to wells) to meet the reservior pressure and production rate during End of Plateau The high gas flow i.e 120 MMSCFD (HMB Case 2) and 240 MMSCFD (HMB Case 6) results in high inlet pressure of 79 barg and 121 barg respectively At late life and considering Min PI values (High pressure drop case) results in FTHP < pipeline inlet pressure The MT wells could not produce such high flowrates in End field life Therefore, Only Start filed life case is considered for HMB Case and HMB Case for Min PI values This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 73 of 84 Rev :0 For safe operation, the outlet temperature should exceed the WAX Safe Limit for 'Live" MT and HT fluid as given below Fluid Source Live' WAT Wax safe limit WHP-MT1 29 37.33 WHP-HT1 38.6 46.93 The HT-H1 well will be perforated at upper zone during late field life where the reservior condition is similar to HT-F1 well Therefore, the upstream well condition for HT-H1 during late life is taken from HT-F1 well model results This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title:mục MT and Well Danh từ HT viết tắtSimulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 74 of 84 Rev :0 APPENDIX D: SAMPLE OLGA INPUT FILE - 139 This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 75 of 84 Rev :0 ! !******************************************************************************* ! CASE !******************************************************************************* CASE AUTHOR="Surendran/HAB1", \ DATE="20/11/2009", \ PROJECT="Bien Dong Flow Assurance Study", \ TITLE="MT well (MT P-2) (Case 1: MMSCFD) - Max PI" ! !******************************************************************************* ! OPTIONS !******************************************************************************* OPTIONS AXIALHEAT=OFF, DEBUG=ON, PHASE=THREE, TEMPERATURE=WALL, STEADYSTATE=OFF ! !******************************************************************************* ! FILES !******************************************************************************* FILES PVTFILE="./MT Well Saturation Water.tab" ! !******************************************************************************* ! INTEGRATION !******************************************************************************* INTEGRATION DTSTART=1 s, ENDTIME=5 d, MAXDT=10 s, MINDT=0.1 s, STARTTIME=0 s ! !******************************************************************************* ! MATERIAL !******************************************************************************* MATERIAL LABEL=STEEL, CAPACITY=445 J/kg-C, CONDUCTIVITY=45 W/m-K, DENSITY=7850 kg/m3,\ TYPE=SOLID MATERIAL LABEL=Sandstone, CAPACITY=3098 J/kg-K, CONDUCTIVITY=1.55 W/m-K, DENSITY=2150 kg/m3 MATERIAL LABEL="Oil Based Mud(B annulus)", CAPACITY=4000 J/kg-C, CONDUCTIVITY=0.6 W/m-K,\ DENSITY=1860 kg/m3, TYPE=FLUID, EXPANSION=0.0002 1/K, VISCOSITY=0.001 N-s/m2 MATERIAL LABEL="Packer Fluid (A annulus-above packer)", CAPACITY=4200 J/kg-K, CONDUCTIVITY=0.7 W/m-K,\ DENSITY=1032 kg/m3 MATERIAL LABEL="Cement (Prod liner)", CAPACITY=840 J/kg-K, CONDUCTIVITY=0.9 W/m-K,\ DENSITY=1900 kg/m3 MATERIAL LABEL="Completion fluid (A annulus -below packer)", CAPACITY=4200 J/kg-K,\ CONDUCTIVITY=0.7 W/m-K, DENSITY=1440 kg/m3 MATERIAL LABEL="Oil Based mud (C annulus)", CAPACITY=4000 J/kg-K, CONDUCTIVITY=0.6 W/m-K,\ DENSITY=1440 kg/m3 MATERIAL LABEL="Cement (D Annulus)", CAPACITY=840 J/kg-K, CONDUCTIVITY=0.9 W/m-K, DENSITY=1500 kg/m3 This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 76 of 84 Rev :0 ! !******************************************************************************* ! WALL !******************************************************************************* WALL LABEL=Conductor 1, THICKNESS=(0.01054, 0.04, 0.0175, 0.03, 0.0159, 0.03, 0.06,\ 0.1, 0.2, 0.4, 0.8, 1.5, 3, 5, 9) m, MATERIAL=(STEEL, "Packer Fluid (A annulus-above packer)",\ STEEL, "Oil Based Mud(B annulus)", STEEL, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone) WALL LABEL=Conductor 2, THICKNESS=(0.01054, 0.04, 0.0175, 0.03, 0.0159, 0.081, 0.0254,\ 0.02, 0.04, 0.08, 0.15, 0.3, 0.6, 1, 2, 3, 5, 8) m, MATERIAL=(STEEL, "Packer Fluid (A annulusabove packer)",\ STEEL, "Oil Based Mud(B annulus)", STEEL, "Oil Based mud (C annulus)", STEEL, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone) WALL LABEL=Conductor sea+air, THICKNESS=(0.01054, 0.05, 0.0171, 0.0206, 0.0159, 0.081,\ 0.0254, 0.0635, 0.0381) m, MATERIAL=(STEEL, "Packer Fluid (A annulus-above packer)",\ STEEL, "Oil Based Mud(B Annulus)",\ annulus)", STEEL, "Oil Based mud (C annulus)", STEEL, "Cement (D STEEL) WALL LABEL=Conductor 3, THICKNESS=(0.01054, 0.05, 0.0171, 0.0206, 0.0159, 0.081, 0.0254,\ 0.05, 0.1, 0.2, 0.3, 0.4, 0.5, 1, 2, 4, 6, 6) m, MATERIAL=(STEEL, "Packer Fluid (A annulus-above packer)",\ STEEL, "Oil Based Mud(B annulus)", STEEL, "Oil Based mud (C annulus)", STEEL, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone) WALL LABEL=WellTubing, THICKNESS=(0.01054, 0.04, 0.0175, 0.03, 0.06, 0.12, 0.24, 0.45,\ 0.9, 1.5, 3, 6, 8) m, MATERIAL=(STEEL, "Completion fluid (A annulus -below packer)",\ STEEL, "Cement (Prod liner)", Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone) WALL LABEL=bottom hole pipe, THICKNESS=(0.01427, 0.04, 0.05, 0.1, 0.2, 0.4, 0.8, 1.5,\ 3, 6, 8) m, MATERIAL=(STEEL, "Cement (Prod liner)", Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone) WALL LABEL=Conductor4, THICKNESS=(0.01054, 0.05, 0.0171, 0.0206, 0.0159, 0.081, 0.0254,\ 0.0635, 0.0381, 0.07, 0.14, 0.25, 0.5, 1, 2, 4, 6, 6) m, MATERIAL=(STEEL, "Packer Fluid (A annulus-above packer)",\ STEEL, "Oil Based Mud(B Annulus)",\ annulus)", STEEL, "Oil Based mud (C annulus)", STEEL, "Cement (D STEEL, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone) WALL LABEL=Bottom hole pipe1, THICKNESS=(0.01427, 0.04, 0.01747, 0.03, 0.06, 0.12,\ 0.24, 0.48, 0.95, 1.9, 3, 6, 8) m, MATERIAL=(STEEL, "Cement (Prod liner)", STEEL,\ "Cement (Prod liner)", Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone, Sandstone) WALL LABEL=Welltubing1, THICKNESS=(0.01054, 0.04, 0.0175, 0.03, 0.06, 0.1, 0.2, 0.4,\ This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 77 of 84 Rev :0 0.8, 1.5, 3, 6, 8) m, MATERIAL=(STEEL, "Packer Fluid (A annulus-above packer)", STEEL,\ Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone, Sandstone,\ Sandstone, Sandstone) ! !******************************************************************************* ! GEOMETRY !******************************************************************************* GEOMETRY LABEL=G_MTW_02, XSTART=-685 M, YSTART=-3024 M, ZSTART=0 M PIPE LABEL=Bottom hole pipe, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=bottom hole pipe, XEND=-631 M,\ YEND=-2885 M, DIAMETER=0.1112 M, NSEGMENT=2, LSEGMENT=(78.4837, 70.6371) M PIPE LABEL=Bottom hole pipe1, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=Bottom hole pipe1, XEND=-578 M,\ YEND=-2745 M, DIAMETER=0.1112 M, NSEGMENT=4, LSEGMENT=(57.8209, 42.8954, 29.5798, 19.4003) M PIPE LABEL=Tubing, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=WellTubing, XEND=-568 M, YEND=-2722 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=2, LSEGMENT=(12.3093, 12.7706) M PIPE LABEL=Tubing1, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=Welltubing1, XEND=-415 M, YEND=-2320 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=5, LSEGMENT=(22.0468, 38.0236, 65.4479, 112.378, 192.235) M PIPE LABEL=Conductor1, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=Conductor 1, XEND=0 M, YEND=-1220 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=3, LSEGMENT=(326.85, 433.981, 414.849) M PIPE LABEL=Conductor2, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=Conductor 2, XEND=0 M, YEND=-695 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=2, LSEGMENT=(289.643, 235.357) M PIPE LABEL=Conductor3, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=Conductor 3, XEND=0 M, YEND=-320 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=2, LSEGMENT=(216.353, 158.647) M PIPE LABEL=Conductor4, ROUGHNESS=4.572E-05 M, WALL=Conductor4, XEND=0 M, YEND=-117 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=4, LSEGMENT=(98.5692, 56.637, 31.1176, 16.6762) M PIPE LABEL=Conductor sea1, ROUGHNESS=1E-05 M, WALL=Conductor sea+air, XEND=0 M, YEND=-100 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=2, LSEGMENT=(8.82117, 8.17883) M PIPE LABEL=Conductor sea2, ROUGHNESS=1E-05 M, WALL=Conductor sea+air, XEND=0 M, YEND=-10 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=6, LSEGMENT=(12.7725, 17.3824, 19.6249, 17.9325, 13.5027,\ 8.78503) M PIPE LABEL=Conductor sea3, ROUGHNESS=1E-05 M, WALL=Conductor sea+air, XEND=0 M, YEND=0 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=2, LSEGMENT=(5.19736, 4.80264) M PIPE LABEL=Conductor air, ROUGHNESS=1E-05 M, WALL=Conductor sea+air, XEND=0 M, YEND=25 M,\ DIAMETER=0.1186 M, NSEGMENT=3, LSEGMENT=(6.70281, 8.55502, 9.74217) M ! !******************************************************************************* ! NODE !******************************************************************************* NODE LABEL=MT well_MT P-2, TYPE=TERMINAL NODE LABEL=Upstream Choke, TYPE=TERMINAL ! !******************************************************************************* ! BRANCH This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 78 of 84 Rev :0 !******************************************************************************* BRANCH LABEL=MT_Well_MT P2, FROM=MT well_MT P-2, TO=Upstream Choke, GEOMETRY=G_MTW_02,\ INIFLOWDIR=NEGATIVE, FLUID="MTWell_Sat" ! !******************************************************************************* ! BOUNDARY !******************************************************************************* BOUNDARY NODE=MT well_MT P-2, TYPE=CLOSED BOUNDARY NODE=Upstream Choke, TYPE=CLOSED ! !******************************************************************************* ! INITIALCONDITIONS !******************************************************************************* INITIALCONDITIONS BRANCH=MT_Well_MT P2, INTEMPERATURE=150 C, OUTTEMPERATURE=60 C, INPRESSURE=600 bara,\ OUTPRESSURE=100 bara, INVOIDFRACTION=1, OUTVOIDFRACTION=1, INWATERCUT=0 -, OUTWATERCUT=0 ! !******************************************************************************* ! HEATTRANSFER !******************************************************************************* HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT HOUTEROPTION=HGIVEN,\ P2, PIPE=Bottom hole pipe, INTERPOLATION=VERTICAL, HAMBIENT=6.5 W/m2-K, INTAMBIENT=124 C, OUTTAMBIENT=118 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Bottom hole pipe1, INTERPOLATION=VERTICAL,\ HAMBIENT=6.5 W/m2-K, INTAMBIENT=118 C, OUTTAMBIENT=116 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Tubing, INTERPOLATION=VERTICAL, HAMBIENT=6.5 W/m2-K,\ INTAMBIENT=116 C, OUTTAMBIENT=114 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Tubing1, INTERPOLATION=VERTICAL, HOUTEROPTION=HGIVEN,\ HAMBIENT=6.5 W/m2-K, INTAMBIENT=114 C, OUTTAMBIENT=102 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Conductor1, INTERPOLATION=VERTICAL, HAMBIENT=6.5 W/m2-K,\ INTAMBIENT=102 C, OUTTAMBIENT=65 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Conductor2, INTERPOLATION=VERTICAL, HOUTEROPTION=HGIVEN,\ HAMBIENT=6.5 W/m2-K, INTAMBIENT=65 C, OUTTAMBIENT=44 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Conductor3, INTERPOLATION=VERTICAL, HOUTEROPTION=HGIVEN,\ HAMBIENT=6.5 W/m2-K, INTAMBIENT=44 C, OUTTAMBIENT=28 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Conductor4, INTERPOLATION=VERTICAL, HOUTEROPTION=HGIVEN,\ HAMBIENT=6.5 W/m2-K, INTAMBIENT=28 C, OUTTAMBIENT=20 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT HOUTEROPTION=WATER,\ P2, PIPE=Conductor sea1, INTERPOLATION=VERTICAL, sea2, INTERPOLATION=VERTICAL, VELOCITY=0.99 m/s, INTAMBIENT=16.7 C, OUTTAMBIENT=15.3 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT HOUTEROPTION=WATER,\ P2, PIPE=Conductor VELOCITY=0.99 m/s, INTAMBIENT=15.3 C, OUTTAMBIENT=24 C This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT HOUTEROPTION=WATER,\ Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 79 of 84 Rev :0 P2, PIPE=Conductor sea3, INTERPOLATION=VERTICAL, VELOCITY=3 m/s, INTAMBIENT=24 C, OUTTAMBIENT=22.35 C HEATTRANSFER BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Conductor air, HOUTEROPTION=AIR, VELOCITY=23.2 m/s,\ TAMBIENT=12.2 C ! !******************************************************************************* ! CONTROLLER !******************************************************************************* ! !******************************************************************************* ! SOURCE !******************************************************************************* SOURCE LABEL=SOUR-1, TIME=0 s, TEMPERATURE=30 C, BRANCH=MT_Well_MT P2, PIPE=Conductor Air,\ SECTION=3, MASSFLOW=-4029.5882 kg/h, TOTALWATERFRACTION=-1 ! !******************************************************************************* ! WELL !******************************************************************************* WELL LABEL="MT well (MT P2)", PRODOPTION=LINEAR, INJOPTION=LINEAR, RESPRESSURE=550 bara,\ RESTEMPERATURE=140 C, LOCATION=MIDDLE, ISOTHERMAL=NO, TOTALWATERFRACTION=-1, BRANCH=MT_Well_MT P2,\ PIPE=Bottom hole pipe, SECTION=1, AINJ=0, BINJ=2.37e-005, APROD=0, BPROD=2.37e-005 ! !******************************************************************************* ! OUTPUT !******************************************************************************* OUTPUT DTOUT=10 M ! !******************************************************************************* ! TREND !******************************************************************************* TREND DTPLOT=10 M TREND VARIABLE=(VOLGBL, HT) TREND VARIABLE=LIQC TREND BRANCH=MT_Well_MT P2, VARIABLE=(HOL, PT, TM, QLT, QG, QGST, QLTHL, QLTWT, Q2),\ PIPE=Bottom hole pipe, SECTION=(1, 2) TREND BRANCH=MT_Well_MT P2, VARIABLE=(QGST, QOST, QWST), PIPE=Bottom hole pipe, SECTION=(1,\ 2) TREND BRANCH=MT_Well_MT P2, VARIABLE=(LIQC, OILC, WATC) TREND BRANCH=MT_Well_MT P2, VARIABLE=(HOL, PT, TM, QLT, QG, QGST, QLTHL, QLTWT, Q2),\ PIPE=Conductor air, SECTION=(1, 2, 3) TREND BRANCH=MT_Well_MT P2, VARIABLE=(QGST, QOST, QWST), PIPE=Conductor air, SECTION=(1,\ This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 80 of 84 Rev :0 2, 3) ! !******************************************************************************* ! PROFILE !******************************************************************************* PROFILE DTPLOT=10 M PROFILE BRANCH=MT_Well_MT P2, VARIABLE=(HOL, PT, TM, QLT, QG, Q2, ID, QGST, QLTHL,\ QLTWT, ROG, ROL) PROFILE BRANCH=MT_Well_MT P2, VARIABLE=(GASMFR, WC) ! !******************************************************************************* ! RESTART !******************************************************************************* ENDCASE This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 81 of 84 Rev :0 APPENDIX E: EMAIL FROM BDPOC ON PRODUCTION CASES This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 82 of 84 Rev :0 This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 83 of 84 Rev :0 This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Title: MT and HT Well Simulation Report Document No: BD1-00-R-T-0023 Date : 27 May 2010 Page : 84 of 84 Rev :0 This document is the property of BD POC Any unauthorised attempt to reproduce it, in any form, is strictly prohibited Luận văn thạc sỹ Lý Vinh Quang - 7140311 LÝ LỊCH TRÍCH NGANG Họ tên: Lý Vinh Quang Ngày, tháng, năm sinh: 28/12/1988 Nơi sinh: Hƣng Yên Địa liên lạc: Thôn Tháp Phụng Công Văn Giang Hƣng Yên Email: lyvinhquang_hau1@yahoo.com Cell phone: 0978920911 QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO:  2007 – 2011: Tốt nghiệp Học Viện Tài Chính 2011  2014 đến nay: Học viên Cao học Chuyên ngành Kỹ Thuật Dầu Khí, Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí, Trƣờng Đại Học Bách Khoa Tp.HCM Q TRÌNH CƠNG TÁC:  2012 – 2014: Công ty cổ phần thực phẩm Á Châu  2015 đến nay: Cơng ty điều hành dầu khí Biển Đông ... TÀI: ĐẢM BẢO DÒNG CHẢY TRONG LÒNG GIẾNG CỤM MỎ HT VÀ MT BẰNG PHƢƠNG PHÁP MƠ HÌNH HĨA GIẾNG II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: + Đánh giá nhiệt độ áp suất đầu giếng từ lúc bắt đầu mỏ đến kết thúc đời mỏ +... tài ? ?Đảm bảo dòng chảy lòng giếng cụm mỏ HT MT phƣơng pháp mơ hình hóa giếng (well simulation)‖ đƣợc xây dựng sở hiểu biết kiến thức chuyên ngành khai thác dầu khí, đặc biệt đảm bảo dịng chảy giếng. .. sau  Chƣơng 3: Đảm bảo dòng chảy lòng giếng đến hệ thống khai thác bề mặt mỏ HT MT Xây dựng mơ hình giếng khai thác mỏ HT MT phần mềm OLGA dựa nghiên cứu thông số… Mô hiệu suất giếng với giá trị