TÍCH HỢP CHO MỎ X
CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG MÔ HÌNH HỆ THÓNG KHAI THÁC TÍCH HỢP DE TOI UU HÓA KHAI THAC CHO MO X
Trong chương này, trước tiên, mô hình hệ thong khai thác tích hop của tang Y mỏ X vừa được xây dựng trong chương trên sẽ được dùng dé dự báo khai thác cho mỏ X nhằm giúp thấy được sự tương tác của hệ thong khai thác bê mặt lên via. Tiếp đến, sau khi tìm hiểu được quan hệ giữa via và bê mặt, mô hình tích hop sẽ được su dụng cho việc tôi wu hóa khai thác từ tang Y của mỏ X và đây cũng chính là nội dung chính
của chương này.
3.1. Dự báo khai thác với mô hình hệ thống khai thác tích hợp
0.000
Dâu khai thác (thùng/ngày)
Ngày
Hình 3.1: Lưu lượng dâu tông cộng khai thác tại dau giếng trong trưởng hop via
không tích hợp và trưởng hop via tích hop với bê mặt
Hình 3.1 bên trên là kết quả tính toán lưu lượng dau khai thác từ tầng Y của mỏ X trong trường hợp mô hình dòng chảy trong vỉa mô phỏng không tích hợp với bất cứ mô hình nào và trong trường hợp via được tích hợp với mô hình dòng chảy trong giếng và hệ thong thiết bị bề mặt. Trong cả hai trường hợp trên, lưu lượng dau là tong lưu lượng của các giếng tính toán ngay tại đầu giếng. Lưu lượng dau khai thác tính toán
trong trường hợp không tích hợp cao hơn trong trường hợp tích hợp là do ảnh hưởng
của áp suất ngược từ bé mặt tac động ngược xuống đáy giếng cho nên làm anh hưởng tới khả năng cho dòng từ vỉa vào giếng do đó lưu lượng khai thác từ các giếng sẽ bị ảnh
hưởng theo.
120,000
100,000
ƯA
= 80,000 oD
=
oD
=
= ——— “ "....-.e=e---=s-.--c-ceccoeeeeeee
Âu 7 mmx , TM —
ss
ky Không tích hợps ;
‹5 40,000 2 —e— Tích hợp
“
0 000
10/18/2012 5/6/2013 11/22/2013 6/10/2014 12/27/2014 7/15/2015 1/31/2016 8/18/2016 3/6/2017 9/22/2017 4/10/2018
Hình 3.2: Lưu lượng nước tông cộng khai thác tại đâu giếng trong trường hợp mô
hình via không tích hợp và trưởng hợp via tích hợp với bê mặt
000
3 5(
oot
= 9s ¿/ Không tích hợp
omen k :
= 3.500 ` —=— Tích hợp
3 XS ky) `
i) 00t “ee
®)
Ga3 —G
ôoO
—© —
5 ơ—= 2.000 ao
& Feo,
` =°
`5 501 =>.
>2
000
500
0.000 10/18/2012 5/6/201 11 2013 6/ 20 27/20 7/15/2015 016 8/18/2016 6/2017 9/22/2017 1/10/2018
Ngày
Hình 3.3: Luu lượng khí tong cộng khai thác tại đâu giếng trong trường hợp mô hình
via không tích hợp và trường hop via tích hợp với bê mặt
Pham Ngoc Đăng Khoa — 13413079 66
Tương tự, hình 3.2 và hình 3. 3 là lưu lượng nước và khí tong cộng khai thác tại đầu giếng trong trường hợp mô hình vỉa không tích hợp và tích hợp. Trong trường hợp tích hợp, kết quả lưu lượng dau và khí tính toán được đều thấp hơn khi không tích hợp.
Có thể thấy một điều rằng khi các mô hình tích hợp đều cho kết quả tính toán lưu lượng thấp hơn vì ảnh hưởng của áp suất ngược từ trên bề mặt xuống đáy giếng có tác động tới áp suất đáy giếng. Xem xét ví dụ của giếng X-14P như trong hình 3.4 sau để thấy rõ ảnh hưởng của áp suất ngược từ bề mặt lên áp suất đáy giếng.
Mã "Sa >@œdooeooeooœoœodoooœodgooởdgoooooooœooeoooeœoo 700
1600 a BOG0O02GS c.ooooooeoœ
1550 \ sa
NG
1500 *
.
ẫ =
“= 11450
SẼ
š mols =—, +
Pe 1400
Ễ :
@ 5
Ti to to 1 300 | = œ
-<
Ÿ
1300
§
*edo
1250 so `. 200
`2 „4
ko ve, ĐT 0 00 n0 a eer 000090 5s T
100
© ©
=
o2 92 a Ga oo c5 oO ww r++
Sere ieee
Oo oO nN.
oO ưỗ
I
=
a a
4 “2016
ơ
œ
`
© oo 2 12 An 3/2015 0 2015 2 2 7/3/2017 1/3/2018 1/3/2014 7/3/2014 ® 11/3 4 = #3 ^ 11/3/2015 73/2016 11/3/2017
ow = GS =
=
Ap suất, không tích hop Áp suất, tích hợp
©
Luu lượng. không tích hợp Lưu lượng. tích hợp¢
Hình 3.4: Ap suất đáy giếng và lưu lượng dâu tại dau giếng của X-14P trong trường
hợp mô hình via không tích hợp và tích hop
Trong trường hợp mồ hình dòng chảy trong vỉa không có tích hợp với mồ hình
dòng chảy trong giếng và hệ thông thiết bị bề mặt, áp suất đáy giếng giảm cho đến 1200 psia, đây cũng là áp suất tối thiểu được áp trong mô hình dòng chảy trong vỉa để tránh áp suất đáy giếng thấp hơn 1200 psia. Tuy nhiên, trong trường hợp khi được tích hợp áp suất không thé giảm nhiêu như trong trường hợp tích hop, điều này có thể giải thích là do ảnh hưởng của áp suất ngược trên bề mặt cho cũng như tương tác với các giếng được kết nối chung vào một điểm trong cụm khai thác A làm cho áp suất đáy giếng của X- 14P không thể giảm nhiều. Cho nên, lưu lượng khai thác sẽ thấp hơn khi mô phỏng vỉa trong trường hợp không có tích hop. Đó cũng là biểu hiện chung khi xem xét các kết quả tính toán từ các giếng trong cùng một hệ thông khai thác.
Bên cạnh đó, khi sử dụng mô hình tích hợp dự báo khai thác cho tầng Y của mỏ X thì ta thay rằng khi chỉ sử dụng mô phỏng via không có tích hợp thì cho lưu lượng dự báo cao hơn so với khi được tích hợp. Cho nên, khi lên các kế hoạch phát triển mỏ trong tương lai, các dự báo khai thác nên cân nhắc ảnh hưởng của thiết bị bề mặt lên khả năng cho dòng khai thác của vỉa. Đối với trường hợp mỏ X, khi tích hợp, sản lượng dau khai thác dự báo thấp, tuy nhiên, dự báo cho sản lượng nước và khí khai thác từ mỏ cũng thấp. Đối với việc khai thác nước thấp có lợi cho vỉa và cho hệ thống khai thác trên bề mặt trong thực té, tuy nhién, luu luong dau thap lam tang qua trinh thu hồi dầu do đó làm tăng quá trình thu hồi vốn của dự án. Do đó. phải tiền hành các nghiên cứu thêm về mồ hình tích hợp nhất là tác động của bề mặt đến vỉa nhằm tìm ra hướng khai thác có lợi kinh tế nhất. Ngoài ra, trong trường hợp khí thu hôi thấp trong trường hợp tích hợp và các giếng ở tầng Y mỏ X hiện nay đã khai thác bang phương pháp gaslift, với lưu lượng khí thu lên thấp sẽ không đủ bơm ép xuống giếng cho nên sẽ cần phải sử dụng thêm lượng khí gaslift từ các mỏ hay các giàn lân cận vì vậy sẽ giảm hiệu quả kinh tế trong quá trình khai thác do tăng chi phí vận hành và giảm lượng khí xuất bán.
3.2. Tối ưu hóa sản lượng khai thác của mỏ X với mô hình tích hợp
Mô hình hệ thống khai thác tích hợp dùng cho dự báo khai thác của mỏ X như trên dựa trên hoạt động thực tế của hệ thống khai thác bề mặt hiện nay bao gồm áp suất bình tách RI-1 ở 255 psig và lượng gas lift cung cấp cho các giếng của mỏ X hiện nay vào khoảng 50 triệu feet khối ngày. Một số giải pháp được đưa ra nhằm tôi ưu hóa sản lượng khai thác của mỏ X với mô hình hệ thống khai thác tích hợp như sau:
e Xem xét thay đối áp suất của bình tách cao áp RI-1 e Xem xét thay đối lượng khí gas lift bơm ép vào giếng Đối với giải pháp thứ hai, trong luận văn này sẽ chi dé cập đến việc thay đổi lượng khí gas lift bơm ép cho giếng XX-6P nhằm chọn ra lượng khí bơm ép có hiệu qua tốt nhất đến sản lượng khai thác.
Pham Ngoc Đăng Khoa — 13413079 68
3.2.1. Xem xét thay đổi áp suất bình tách cao áp
Ap suất của bình tách cao áp RI-1 hiện tại trong mô hình là 255 psig theo như áp suất đang vận hành hiện nay của mỏ X. Đường khí ra từ bình tách sẽ kết nối với đường ống dẫn của giếng XX-6P rồi đi tới đầu vào của giàn công nghệ trung tâm hay là Central Platform, trong khi đường chất lỏng ra khỏi bình tách sẽ được dẫn tới FPSO. Trong trường hop áp suất tại các điểm vào ở FPSO va Central Platform là cố định thì khi áp suất bình tách cao áp thay đổi sẽ ảnh hưởng đến sản lượng khai thác từ các giếng của tầng Y mỏ X. Ảnh hưởng của bình tách đến giếng sẽ thông qua hai cụm khai thác là cụm A và cụm 6P. Các giếng kết nỗi vào cụm khai thác A sẽ chịu cùng ảnh hưởng trên bề mặt trong khi cụm khai thác 6P sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến giếng XX-6P.
= Sản lượng khai thác công don ở FPSO
9.50E+06 @= San lương khai thác công dồn ở Central Platform
(thủng)= + Cc
ẻSo m+=]
ULIOPJLI g [81122 O UOp Budo 2ÿ] 1213 neq
(Sun)
Dâu khai thác cộng dồn ở FPSO
8.60E+06 2.9200E+06
190 210 230 250
Áp suất (psig)
Hình 3.5: Sản lượng Khai thác cộng don ở FPSO và Central Platform khi thay đổi áp
suất bình tách cao áp dén tháng 1/2018
Hình 3.5 bên trên là kết quả tính toán sản lượng khai thác cộng dồn tại FPSO va Central Platform tính đến tháng 1/2018 khi áp suất bình tách cao áp RI-1 thay đổi từ 175 psig đến 325 psig. Áp suất bình tách không nên giảm thấp hơn 175 psig để tránh hiện tượng áp suất ngược từ đầu vào của FPSO và sẽ làm giảm sản lượng khai thác. Đối với FPSO, khi áp suất bình tách tăng cao hon 175 psig thì sản lượng khai thác cộng dồn sẽ
giảm. Điều nay có thé lý giải khi áp suất bình tách cao sẽ làm cho áp suất tại cụm khai thác A cao, do đó, áp suất ngược trên bề mặt xuống đáy giếng sẽ cao. Tuy nhiên, do các giếng ở cụm A đã khai thác từ khá lâu cho nên áp suất via cũng suy giảm nhiều. Nếu áp suất ngược trên bề mặt cao, sẽ làm ảnh hưởng tới khả năng cho dòng từ vỉa vào giếng do đó sản lượng thu hồi dầu cộng dồn sẽ thấp.
480
1700 45 a,450 ao? %
gạa ea \ 420 pelted S ‘a 1680
390 ^ : —Đ
>, 1660
ơ 360 =e a >8
.‹@$ “ le aA %9. k
So 1330 % oe tn © Oy 1640| °C on of \ ay oọ. x 5 s8 |m b bye, O, 29 OOOO 5.
OW) re CN... 1620| >
= Q =
= 8 |?0 ` Mo. Ee]
So 2949400 %°% su, A.
+ |240 9 1600] r et 1/440 tay 9 600 | rƒQ
bò “0o 210 \ Ceo ew
®o, 1590
180 \ £ 229. —
PERERA 9 voooooooo 150 kì .ooooooooeoooo 0000207" 1560
120
1540 90
7 © © = + + fF = FT H HY YH © YW © © © 6G © @ @ KR KR KR KR KR KR O
§ §§ 8S 8 § § § 8à 8 §§ §8§ §§ § 88 § 8 §§§§R§§§8&8&
© @ G¢ Go ef 6G €G € @ G eee © ŒG 6G 6G G g6 Ge 6G €G GSE G 6 ŒG € bse 3 = § 8 ở LK ở | fF ð BK SF =| - ð GF KX GF fF - ð BK GF SF SH
` Lưu lượng, 255 psig e| Luu lượng, 175 psig +| Luu lượng, 325 psig Ap suat, 255 psig Ap suat, 175 psig Ap suat, 325 psig
Hình 3.6: San lượng dâu khai thác và áp suất day của giếng X-14P khi áp suất bình
tách thay doi
Xem xét trường hợp sản lượng khai thác và áp suất đáy giếng tính toán của giếng X-14P trong hình 3.6 bên trên khi áp suất bình tách lần lượt là 175 psig, 255 psig và 325 psig. Như lập luận bên trên, trong trường hợp áp suất bình tách lớn, tác động của áp suất ngược trên bề mặt làm cho áp suất đáy giếng cao, do đó, sẽ làm ảnh hưởng khả năng cho dòng từ vỉa vào giếng. Vì vậy, sản lượng khai thác của giếng sẽ thấp và tình trạng này sẽ xảy ra tương tự cho các giếng trong cùng cụm khai thác A.
Còn đối với sản lượng dâu khai thác cộng dồn tại Central Platform trong trường hợp áp suất RI-1 thay đổi (hình 3.5), khi áp suất bình tách cao áp tăng thì sản lượng cộng dồn sẽ tăng. Sản lượng dau khai thác cộng dồn tại Central Platform chủ yếu là từ khai thác của giếng XX-6P vì đường ra khỏi bình tách RI-1 kết nối với XX-6P chủ yếu khí.
Sự thay đổi áp suất của bình tách cao áp kết hợp cùng với áp suất ở đầu vào Central Platform cao (245 psig) ảnh hưởng tới khả năng khai thác từ giếng XX-6P.
Pham Ngoc Đăng Khoa — 13413079 70
3200
3000 fiend 1730
2800
1720 2600
2400 ral 1710
=CS S12 >
oO m 2200 sả 1700 'S
bí) of) 2000 ` 4 2)-.ằẰằẰc..ợộ =
5 oi ban ar
| 1900 9 ey 1690 | —
oi | . á * es = 8 B45 96446 ""W Ps ` ` a She) _Ssa ay a OT, 1680 | &
1400 b SOO
- “cà Oe.
1200 a a a ee 1670
a cẢ:42 3...
1000 _~. „oœeo9%e%9% đÒ ÈƯƯa 2922142259
9%oooo2ooooooo22 xe 1660
800
So 2 2 eS FS SHS eS Ve CS 6 6 v6 6 6 tên ee & = 8
8 Rk 8 8 &8 8 8 R R8 R Đ Đ Đ &Đ Đ 8 &Đ 8 &8 Đ R8 ĐSẹĐẤ 888 8 SE & Đ
SS OCS GT @ G 0G Oe OE Me eee G 8 G6 ee GS age 0 Be sz œ ư đ = _ 6 3 tn = ơ ư + ơi - _ „ ~ oa a: - ” oa - ~
„| Lut luong, 255 psig .| Lưu lượng, 175 psig 4| Lut lượng, 325 psig
` 4 A Je Sh œ £  ‘ = £ RS .
Ap suat, 255 psig Ap suat, 175 psig Ap suat, 325 psig
Hình 3.7: San lượng dâu khai thác và áp suất đáy của giéng XX-6P khi áp suất
bình tách thay doi
Trong hình 3.7 là sản lượng dâu khai thác và áp suất đáy giếng tính toán từ mô hình tích hợp của giếng XX-6P ở các trường hợp áp suất bình tách. Lưu lượng khai thác tăng khi áp suất bình tách tăng. Còn đối với trường hợp áp suất đáy giếng, khi áp suất bình tăng thì áp suất đáy giếng tăng và mức độ thay đối khoảng 20-40 psig. Điều này làm mâu thuẫn với lý thuyết dòng vào từ vỉa vào giếng, vì khi áp suất đáy giếng thấp thì dòng vào giếng cao cho nên lưu lượng khai thác cao. Tuy nhiên, đối với trường hợp giếng XX-6P, áp suất đáy giếng thấp thì lưu lượng khai thác cũng thấp. Khi xem xét giếng này, ta có thé đặt ra nghi ngờ răng phải chăng hệ thống thiết bi vận hành khai thác trên bề mặt làm kìm hãm kha năng cho dòng lên bê mặt của giếng? Hay lượng khí gas lift bơm ép vào giếng để nâng chất lỏng lên bề mặt không hiệu quả và gây tác dụng ngược là khí chạy lên bề mặt nhiều hon dau? Vì vậy, cần phải xem xét kĩ hơn đối với giếng XX-6P trong quá trình vận hành khai thác để có thể đưa ra phương án khai thác tối ưu nhất. Ngoài ra, lượng khí ra khỏi bình tách cao áp RI-1 hòa cùng với dòng chat lưu từ giếng XX-6P để di tới Central Platform, do đó, khi áp suất bình tách thay đổi cũng có khả năng làm thay đổi chế độ dòng chảy đi tới Central Platform vì nếu cụm A lưu lượng dầu khai thác cao thì lưu lượng khí khai thác cao cho nên lượng khí ra khỏi
bình tách sẽ cao làm cho tính chat dòng chảy thay đối. Cuối cùng là sẽ ảnh hưởng đến lượng dầu thu được tại Central Platform.
Ta sẽ xem xét tới tổng thé tức là tong lượng dâu khai thác cộng dồn tính đến tháng 1/2018 của tat cả các giếng của tầng Y mỏ X khi thay đổi áp suất bình tách cao áp
trong hình 3.6.
1.26E+07
=
2E+07 Nh
(thủng)
Dâu khai thác công đồn
Ap suất (psig)
Hình 3.8: Sản lượng dau khai thác cộng don của cả tang Y mỏ X khi áp suất
bình tách thay doi tính dén tháng 1/2018
Ở khoảng áp suất 175 psig thì sản lượng dau thu hồi tổng cộng sẽ cao nhất. Nếu áp suất bình tách cao áp RI-1 trong khoảng áp suất này thì theo dự báo lượng dau thu hồi được cho đến 2018 tại hai điểm FPSO và Central Platform sẽ đạt cao nhất. Tuy nhiên, cũng phải xem xét thêm các yếu tố ảnh hưởng đến giếng XX-6P như đã trình bày bên trên vì có khả năng khi đặt ở áp suất này có tác động tới khả năng nâng dau lên bề mặt của giếng.
3.2.2. Xem xét thay đổi lượng khí gas lift bơm ép
Trong thực tế khai thác hiện nay đối với các giếng thuộc tầng Y mỏ X, lượng khí đồng hành từ các giếng khai thác không đủ để cung cấp lượng khí để làm khí gas lift
Pham Ngoc Đăng Khoa — 13413079 72
bơm ép xuống các giếng. Tổng lượng khí gas lift thực tế hiện nay dùng để bơm ép vào khoảng 50 triệu feet khối ngày. Như vậy, để có thé cung cấp đúng như lượng gaslift cần thiết như trên thì mỏ X phải nhận khí gas lift từ các giàn lân cận trong khu vực. Việc điều chỉnh lượng khí gas lift cho các giếng thuộc tầng Y của mỏ X nhưng vẫn giữ được sản lượng khai thác tối ưu có thể làm giảm lượng khí gas lift nhận từ các giàn khác và sẽ có một hiệu quả kinh tế nhất định.
Giéng XX-6P sẽ được chọn dé làm thí nghiệm cho việc tối ưu hóa lượng khí gas lift bơm ép xuống giếng nhưng vẫn giữ khai thác đạt mức cao. Việc chọn giếng XX-6P là do trong phan thay đổi áp suất bình tách dé tối ưu hóa khai thác, ta thay rang khi áp suất đáy giếng tính toán của giếng này thấp nhưng lại cho sản lượng khai thác thấp. Điều nay làm xuất hiện một nghi ngờ rang có thé lượng khí bơm ép cho giếng này quá nhiều làm phản tác dụng của việc nâng dầu lên bề mặt. Hiện nay, lượng khí gas lift đang được bơm ép cho giếng XX-6P là 5.5 triệu feet khối ngày.
2.99E+06
Sản lượng khai thác cộng dồn ở Central Platform
2.98E+06
2.97E+06
(thủng)
2.95E+06
Dâu khai thác cộng dồn
2.94E+06
4 5 6
Khi gas lift bom ép (MMscf/ngay)
Hình 3.9: Sản lượng dau khai thác cộng dồn đến tháng 1/2018 ở Central Platform khi
lượng khí gas lift bơm ép cho giêng XX-6P thay doi
Hình 3.9 bên trên là sản lượng dầu khai thác cộng dồn thu được tại Central Platform tính đến tháng 1/2018 khi mà lượng khí gas lift bơm ép xuống giếng XX-6P thay đôi. Trong mô hình khai thác bề mặt thì lượng dầu khai thác tại Central Platform là từ giếng XX-6P. Vì vậy, khi sản lượng khai thác từ giếng XX-6P thay đối thì sản lượng
dau khai thác tại Central Platform cũng thay đối theo. Ở khoảng từ 4 đến 5 triệu feet khối ngày, thì sản lượng dâu khai thác đạt cực đỉnh. Từ 5 triệu feet khối ngày, thì sản lượng dau khai thác được có dấu hiệu giảm, hay nói cách khác khi mà lượng khí gas lift bơm ép xuống cho giếng XX-6P lớn hon 5 triệu feet khối ngày thì khai thác không còn hiệu quả nữa. Điều này có thé giải thích như sau vi gas lift bơm ép xuống giếng để hòa trộn với dầu thành dòng chảy bọt khí đồng thời làm giảm tỉ trọng của dau va nâng dau lên bề mặt. Khi mà lượng khí bơm ép nhiều vượt qua ngưỡng giới hạn làm giảm ti trọng nhiều cho nên không đủ năng lượng nâng dầu lên bề mặt va lúc đó, khí xuất hiện nhiều trong ống làm cho trên bề mặt sẽ thu được nhiêu khí. Như vậy, ta thay rằng hiện nay néu bơm ép 5.5 triệu feet khối ngày như thực tế, thì theo dự báo sẽ không có lợi về mặt kỹ thuật cũng như về mặt kinh tế.
Vì vậy, dựa trên việc tối ưu này, lượng khí gas lift bơm ép cho giếng XX-6P nên khoảng 4 triệu feet khối ngày thì sản lượng dau thu hồi dự báo sẽ dat mức tối đa và lượng khí gas lift cần thiết nhận từ các giàn khác cũng sẽ giảm. Tuy nhiên, một vẫn đề khác là khi tối ưu hóa lượng khí gas lift bơm ép cho giếng XX-6P làm thay đổi sản lượng khai thác của giếng, lúc này các giếng khác trong cụm khai thác A có thay đổi không?
8000
: ee man
7500 k
.
7000 “
4
: "
ơ 6500 h
se `Ơ „` | 6000 a of) of) 3
os RS ô| 1
5. ơ= | 5500 any m 0Í) a
= 9 ~
" „5 | 5000 we
~ )HE ay
C 4500 z ~ *j
4 a
>..
4000 ..
4 s
a bs 71
3500 a,
_ay dy
3000 _..4
2500
20 00 0 90 g8 g XE Ð F060 606 6060 0 0 60 60 6 6 6n nh nh nh nh h9
> o ° â Oo oO Pe Pa oO 9° œ â â â œ ử œ œ oO Oo ° Pos oO œ Pas œ oO o o o
NN NN AN ẹẹ @ @ ẹA ẹ ẹ 0 A ẹA ẹA A A AC RANA ẹ ẹ @ỉ Ae ẹ @A Oo di & ð œ3 ỉ @ 6 6 SF ở ở SF SF GF ỉ ỉ ð ở SF HB ES  7 Oo (@ỉ ow ~~ Oo c© © 6 HKG & <= BA HF = ®= 8 BF ở | + 6 BU FG S| =
„| Gas lift @ XX-6P: .| Gas lift@ XX-6P: |,| Gas lift @ XX-6P:
2.8MMscf/ngay 5.5MMsctf/ngay 7.0MMscf/ngay
Hình 3.10: Sản lượng dâu khai thác tại dau giếng từ cum A khi thay đổi lượng
khí gas lift bơm ép cho giéng XX-6P
Pham Ngoc Đăng Khoa — 13413079 74