100- 200 200- 300 >300 Chi phí khí cho 1 m3 chất lỏng khai thác m3/m3 580- 800 250- 350 125- 175 100- 150 60- 100 Đư ng kính ống nâng mm 60 73 89-73 89 114 250 300 350 400 450 500 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 Lư u lư ợng khai thác (m 3 /ng) Chi phí khí (m3/ng)
Hình 4.24 Mối tương quan giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và chi phí khí gaslift cho các giếng cĩ cột ống nâng khác nhau
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 73mm 89mm 89mm 114,3mm 60,3mm Chi phí khí, m3/ng. Lưu l ượn g ch ất lỏ ng k hai th ác, m 3 /ng.
KẾT UẬN VÀ KIẾN NGHỊ 1. Kết luận
- V i thực trạng hiện nay của mỏ Bạch Hổ, năng lượng vỉa giảm dần v i độ ngập nư c trong sản phẩm khai thác ngày càng tăng, số lượng giếng cĩ lưu lượng thấp chiếm tỷ trọng cao, chi phí khí nén đ khai thác 1 tấn dầu tăng theo th i gian, số lượng giếng chuy n sang khai thác gaslift ngày càng nhiều dẫn đến khả năng cung ứng khí nén cho tồn mỏ sẽ thiếu hụt trong 5-6 năm nữa. Địi hỏi phải cĩ những nghiên cứu và đề xuất các giải pháp cơng nghệ-kỹ thuật nhằm tối ưu hĩa chi phí khí nén trên 1 tấn sản phẩm.
- Mơ tả được bức tranh tổng th về tính chất riêng biệt của tổ hợp các thành phần trong hệ thống "Giếng - Vỉa" cũng như cấu trúc của bộ thiết bị lịng giếng, các chế độ cơng nghệ và tính chất thủy động học của vỉa và chất lỏng khai thác là những thành phần khơng th tách r i nhau, mà chúng cĩ sự tác động trực tiếp lẫn nhau tạo nên một hệ thống động học hết sức phức tạp.
- Kết quả nghiên cứu về tính chất thủy động học của vỉa, chất lỏng khai thác và mơi trư ng đá chứa là cơ sở quan trọng trong việc tính tốn lựa chọn cấu trúc thiết bị lịng giếng và chế độ cơng nghệ tối ưu trong mơi trư ng thực của giếng.
- Kết quả nghiên cứu và đánh giá trạng thái hoạt động của giếng khai thác bằng phương pháp gaslift trên quan đi m bền động học cho phép khẳng định hệ thống "Giếng - Vỉa" là một hệ thống cĩ tính phức tạp cao. Trạng thái động học của các giếng gaslift hiện nay cĩ tính bền động kém, mức độ ổn định thấp.
- Thế năng và động năng của vỉa ở các đối tượng khai thác khác nhau đều cĩ mối tương quan logarite. Cịn giữa chi phí khí v i thế năng của vỉa được th hiện thơng qua mối tương quan lũy thừa. Đặc biệt đối v i mối tương quan giữa động năng của vỉa và chỉ số khai thác PI được th hiện thơng qua
hàm số mũ, riêng v i đối tượng khai thác tầng mĩng khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ được th hiện qua hàm logarite. Điều đĩ phản ánh đúng cơ chế dịch chuy n trong trư ng độ thấm của các đối tượng khai thác khác nhau.
- Từ kết quả khảo sát giá trị thế năng và tính tốn các giá trị động năng của giếng, cho phép xây dựng bản đồ đồng mức chỉ số khai thác PI và mực thủy tĩnh chất lỏng sau cột ống nâng. Tính tương đồng giữa chúng th hiện và phản ánh đúng bản chất và mối tương quan giữa thế năng và động năng của vỉa khai thác.
- Kết hợp giữa kết quả tính tốn giá trị dự đốn chi phí khí theo mức độ khai thác của giếng (chỉ số khai thác PI), ở các đối tượng khai thác khác nhau của mỏ Bạch Hổ và các bản đồ đồng mức cho phép phân chia khu vực và khoanh vùng các đối tượng khai thác, mà ở đĩ năng lượng vỉa cĩ cùng một trạng thái thế năng và động năng.
Kết quả này là cơ sở cho phép phân chia các nhĩm giếng khai thác ở các đối tượng khác nhau cĩ cùng một điều kiện, hay cĩ cùng động thái năng lượng, được th hiện trên diện rộng của mỏ, nhằm định hư ng cho việc tính tốn và đề xuất một tổ hợp giải pháp cơng nghệ theo từng nhĩm giếng chuẩn, nhằm tối ưu khả năng phân phối khí gaslift và nâng cao hiệu suất chi phí khí gaslift cho một tấn chất lỏng khai thác bằng phương pháp gaslift tại mỏ Bạch Hổ.
Kết quả tính tốn kích thư c tối ưu cột ống nâng và chế độ làm việc tối ưu của giếng gaslift:
Lưu lượng giếng m3/ng.đêm <50 50-
100 100- 200 200- 300 >300 Chi phí khí cho 1 m3 chất lỏng khai thác m3/m3 580- 800 250- 350 125- 175 100- 150 60- 100 Đư ng kính ống nâng mm 60 73 89-73 89 114
2 Kiến nghị
Cho phép áp dụng các kết quả nghiên cứu của luận án vào các giếng khai thác dầu bằng gaslift ở mỏ Bạch Hổ, đặc biệt đối v i các giếng sửa chữa l n hoặc m i đưa vào sử dụng.
Đối v i các giếng khai thác gaslift ở các vùng mỏ khác trong thềm lục địa Việt Nam cũng cĩ th sử dụng phương pháp nghiên cứu này vào cơng tác thiết kế, lựa chọn tổ hợp thiết bị lịng 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 trong khai thác dầu”, Tạp chí KHKT Mỏ -
Địa chất số 20, 10/2007, trang 36-38.
2. Lê Đức Vinh (2009), Nghiên cứu dịng chảy của chất lưu trong ống khai
thác của các giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2009-5.
3. Lê Đức Vinh (2010), Dịng chảy của chất lưu trong ống khai thác dầu, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất số 30, 4/2010, trang 1-3.
4. Lê Đức Vinh (2010), Nghiên cứu các dạng tổn thất của chất lưu trong ống
khai thác của các giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2010-03.
5. Lê Đức Vinh (2011), Các dạng tổn thất của chất lưu trong 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 của điều kiện làm việc thay đổi trong
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 của điều kiện làm việc thay đổi của 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 và phức hợp, Tia Sáng, số 18 –
02/10/2007.
2. Cao Ngọc Lâm (2002), Cơng 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 và khí, Trư ng
Đại học Mỏ - Địa chất, Hà Nội.
4. Phùng Đình Thực, Dương Danh Lam, Lê Bá Tuấn, Nguyễn Văn Cảnh (1999),Cơng nghệ và kỹ thuật khai thác dầu khí, Nhà xuất bản Giáo dục. 5. Phạm Hữu Sy (2013), Tương quan thực nghiệm và phương pháp bình
phương bé nhất, Tạp chí Khoa học kỹ thuật thủy lợi và mơi trư ng, Số 41, trang 43 - 48.
6. Lê Đức Vinh (2009), Nghiên cứu dịng chảy của chất lưu trong ống khai
thác của các giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2009-5.
7. Lê Đức Vinh (2010), Dịng chảy của chất lưu trong ống khai thác dầu, Tạp chí KHKT Mỏ - Địa chất số 30, 4/2010, trang 1-3.
8. Lê Đức Vinh (2010), Nghiên cứu các dạng tổn thất của chất lưu trong ống
khai thác của các giếng gaslift. Đề tài NCKH mã số N2010-03.
9. Lê Đức Vinh (2011), Các dạng tổn thất của chất lưu trong 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 của điều kiện làm việc thay đổi của
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 cơng nghệ hiệu chỉnh khai thác và xây
Tiếng Anh
12. API (1994), Gaslift manual, Book 6 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), Two-
Phase Pressure Test Analysis, SPE 10224, pp. 604 - 610.
22. Al-Khalifah, A-J.A., Aziz, K., and Horne, R.N. (1987), A New Approach
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. 6 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 Oil- Producing 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
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, McGraw- Hill.
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,Aplicaciĩn del Sistema de extracciĩn Gas Lift anular en el
Yacimiento Cerro Dragĩn, 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, Butterworth- Heinemann.
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 và nguồn gốc các 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 Low-
Velocity 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.
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.