Nghiên cứu tích hợp mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa và lòng giếng nhằm tối ưu hóa dự báo sản lượng các giếng khai thác khí - Condensate của mỏ Hải Thạch
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2019, trang 50 - 57
ISSN-0866-854X
NGHIÊN CỨU TÍCH HỢP MÔ HÌNH MÔ PHỎNG DÒNG CHẢY
TRONG VỈA CHỨA VÀ LÒNG GIẾNG NHẰM TỐI ƯU HÓA DỰ BÁO SẢN
LƯỢNG CÁC GIẾNG KHAI THÁC KHÍ - CONDENSATE CỦA MỎ HẢI THẠCH
Nguyễn Minh Quý1, Phan Ngọc Trung2, Ngô Hữu Hải3, Đặng Anh Tuấn3, Trần Vũ Tùng3, Phạm Trường Giang1, Phạm Chí Đức1
1Viện Dầu khí Việt Nam
2Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
3Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông
Email: quynm@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Mỏ Hải Thạch (Lô 05-2, bể Nam Côn Sơn) là mỏ khí condensate có điều kiện địa chất rất phức tạp, với nhiệt độ và áp suất cao; tính
chất đá chứa có sự thay đổi rất lớn giữa các tập và khu vực, quá trình ngưng tụ lỏng trong vùng cận đáy giếng và tích tụ lỏng trong lòng
giếng… đã ảnh hưởng rất lớn đến hoạt động khai thác. Nghiên cứu này đề xuất giải pháp tích hợp mô hình mô phỏng dòng chảy trong
vỉa chứa (sử dụng phần mềm E300) và mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng (sử dụng phần mềm Olga) để đánh giá khả năng
và ảnh hưởng của quá trình ngưng tụ lỏng đến hoạt động khai thác của giếng, trên cơ sở đó tối ưu hóa dự báo sản lượng các giếng khai
thác khí - condensate của mỏ Hải Thạch.
Từ khóa: Ngưng tụ lỏng, mô phỏng vỉa chứa, mô phỏng trong lòng giếng, mô phỏng tích hợp, dự báo sản lượng, mỏ Hải Thạch.
1. Giới thiệu
Mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa và mô phỏng
dòng chảy trong lòng giếng là 2 hiện tượng vật lý khác
nhau nên chủ yếu được thực hiện riêng lẻ. Dòng chảy
trong vỉa chứa là quá trình khuếch tán tuân theo định luật
bảo toàn khối lượng và định luật Darcy. Dòng chảy trong
lòng giếng tuân theo định luật bảo toàn động lượng.
giếng và được kiểm soát toàn bộ bởi mô hình giếng. Trong
quá trình mô phỏng, mô hình mô phỏng dòng chảy trong
lòng giếng tạm thời cung cấp ranh giới áp suất tới mô
hình mỏ và mô hình mỏ tính toán lưu lượng dòng chảy
của mỗi pha tại mặt phân cách.
Vì mô hình tích hợp chủ yếu được sử dụng để tính
toán sự chuyển tiếp dòng - áp suất tức thời trong thân
giếng và khu vực vỉa cận giếng, không cần thiết phải sử
dụng toàn bộ mô hình vỉa chứa vì các vùng xa giếng khai
thác trong vỉa chứa ít có ảnh hưởng đến sự chuyển tiếp
dòng - áp suất tức thời trong thân giếng và khu vực vỉa
cận giếng.
Mô hình tích hợp được xây dựng bằng cách kết hợp
mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa khu vực
cận đáy giếng và mô hình mô phỏng dòng chảy đa pha
trong lòng giếng. Nguyên tắc cơ bản để xây dựng mô
hình tích hợp là mô hình mô phỏng vỉa chứa tính toán hệ
số độ nhạy cho sản lượng khai thác trong đó có tính đến
áp suất trong giếng đã được thiết lập sẵn từ mô hình mô
phỏng dòng chảy trong lòng giếng. Tiếp theo, mô hình
mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng sử dụng hệ số độ
nhạy này để giải ngược lại áp suất giếng mới. Hệ số độ
nhạy được xuất ra từ ma trận Jacobian của mô hình vỉa
cận đáy giếng tại bước lặp cuối cùng.
Việc xây dựng mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa
chứa sử dụng phần mềm Eclipse (E300) có khả năng mô
phỏng đáng tin cậy quá trình ngưng tụ lỏng diễn ra trong
vỉa chứa nhưng không mô phỏng được sự dịch chuyển và
biến đổi của chất lưu đa pha trong lòng giếng (chất lưu
đi vào trong giếng đều được coi như có khả năng lên tới
miệng giếng). Với cách tính toán như vậy, E300 bỏ qua sự
tương tác giữa 2 pha lỏng và khí trong lòng giếng. Trong
thực tế nếu vận tốc dòng khí không đủ lớn thì sản phẩm
lỏng sẽ không được nâng lên tới miệng giếng, mà đọng
lại ở đáy giếng và có thể dẫn tới giếng dừng hoạt động.
Mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa được
xem xét như một phần tích hợp thêm (plugin) tới mô hình
Trong khi đó, phần mềm Olga có đủ độ tin cậy trong
mô phỏng dòng chảy trong giếng với khả năng tính đến
Ngày nhận bài: 1/11/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 1/11 - 19/12/2018.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 23/1/2019.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
50
PETROVIETNAM
sự biến đổi tính chất và biến đổi pha của chất lưu do thay
đổi áp suất, nhiệt độ dọc theo chiều dài thân giếng (từ
khu vực nhiệt độ cao, áp suất cao lên khu vực nhiệt độ
thấp, áp suất thấp). Phần mềm này có hạn chế cơ bản là
không tính đến tính chất của chất lưu khi vào đáy giếng
bị thay đổi do các quá trình xảy ra trong vỉa theo thời gian
khai thác.
phương trình IPR của vỉa chứa; thành phần và tính chất
PVT của chất lưu; áp suất, nhiệt độ dọc theo chiều dài thân
giếng.
2. Xây dựng mô hình mô phỏng vỉa chứa và đánh giá
động thái khai thác giếng HT-3P
Mô hình mô phỏng vỉa chứa của 1 giếng (single well
model) được xây dựng bằng phần mềm E300 để đánh giá
quá trình giảm áp, sự thay đổi thành phần chất lưu… khu
vực đáy giếng HT-3P. Các thống số này sẽ được sử dụng
làm thông số đầu vào cho mô hình mô phỏng dòng chảy
trong lòng giếng.
Để khắc phục hạn chế của các phần mềm E300 và
Olga, giải pháp tích hợp kết quả chạy mô hình mô phỏng
dòng chảy đa pha trong vỉa chứa và mô hình mô phỏng
dòng chảy trong lòng giếng được nhóm tác giả nghiên
cứu, sử dụng để đánh giá ảnh hưởng của hiện tượng
ngưng tụ lỏng trong vỉa chứa cũng như trong lòng giếng
mỏ Hải Thạch.
2.1. Xây dựng mô hình mô phỏng vỉa chứa cho 1 giếng
Cấu trúc ô lưới:
Phương thức tích hợp 2 mô hình mô phỏng được sử
dụng như sau: trước tiên xây dựng mô hình mô phỏng
dòng chảy trong vỉa chứa với các thông số dự báo về áp
suất vỉa chứa, lưu lượng và thành phần chất lưu tại các
thời điểm cần xem xét. Sau đó, các thông số này sẽ được
chuyển thành dữ liệu đầu vào của mô hình mô phỏng
dòng chảy trong lòng giếng để tính toán lại lưu lượng chất
lưu và khả năng nâng sản phẩm lỏng lên miệng giếng, từ
đó dự báo thời điểm dừng giếng.
Mô hình mô phỏng 20 × 20 × 4 với kích thước mỗi ô
lưới 100ft × 100ft × 20ft. Thể tích của mô hình được tính
toán để có độ lớn tương đương với vùng ảnh hưởng của
giếng HT-3P theo kết quả thử vỉa. Để tăng độ chính xác
cho kết quả mô phỏng, 2 cấu trúc ô lưới chia nhỏ (local
grid refinement - LGR) được thiết lập ở vùng xung quanh
giếng HT-3P. Cấu trúc LGR đầu tiên bao phủ vùng bán kính
250ft quanh giếng với kích thước mỗi ô lưới 10ft × 10ft
× 20ft. Cấu trúc LGR thứ hai bao phủ vùng bán kính 5ft
quanh giếng với bán kính mỗi ô lưới 1ft × 1ft × 20ft. Cấu
trúc ô lưới được thể hiện trong Hình 1.
Quy trình cụ thể gồm 3 bước như sau: (i) xây dựng mô
hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa sử dụng phần
mềm E300; (ii) dự báo động thái khai thác sử dụng mô
hình mô phỏng vỉa chứa đã khớp lịch sử; (iii) tại các thời
điểm cần xem xét, sử dụng kết quả mô hình vỉa chứa làm
số liệu đầu vào cho mô hình mô phỏng dòng chảy trong
lòng giếng (sử dụng phần mềm Olga) và chạy mô hình.
Các thông số tính chất vỉa chứa:
Các thông số tính chất vỉa chứa như: áp suất ban đầu,
tính chất thấm chứa, tính chất chất lưu được lấy từ giá trị
thực tế khảo sát, đo đạc, phân tích thực tế của giếng HT-
3P.
Các dữ liệu cần phải cung cấp cho mô hình mô phỏng
dòng chảy trong lòng giếng gồm có: áp suất vỉa chứa;
LGR2
LGR1
Hình 1. Cấu trúc ô lưới mô hình mô phỏng tầng MMF30 mỏ Hải Thạch
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
51
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Phục hồi lịch sử:
Quá trình khớp lịch sử được
thực hiện để bảo đảm mô hình
mô phỏng phản ánh đúng các
động thái khai thác của vỉa. Để
khớp lịch sử, các thông số về độ
thấm và chỉ số năng suất giếng
được hiệu chỉnh. Kết quả khớp
lịch sử được thể hiện trong Hình
2, đảm bảo độ tin cậy về khả
năng dự báo của mô hình.
2.2. Kết quả mô phỏng dòng
chảy trong vỉa chứa
Sau khi mô hình mô phỏng
dòng chảy trong vỉa chứa (tầng
MMF30) mỏ Hải Thạch đã được
khớp lịch sử, mô hình được chạy
tiếp cho đến hết năm 2036 để dự
báo động thái khai thác giếng
HT-3P. Các thông số khống chế
trong giai đoạn dự báo gồm có:
áp suất đáy tối thiểu: 800psia;
lưu lượng khí tối đa: 3390,21
nghìn ft3/ngày.
(a) Lưu lượng khí
Với các thông số trên, kết
quả dự báo động thái khai thác
được thể hiện trong Hình 3. Theo
kết quả dự báo, giếng HT-3P
có thể được khai thác đến cuối
năm 2036 mặc dù áp suất vỉa đã
xuống rất thấp (~1000psia). Dự
báo này có xu hướng lạc quan
và cần được kiểm chứng lại bằng
phần mềm Olga vì nhiều khả
năng vận tốc khí quá thấp để
có thể nâng sản phẩm lỏng lên
miệng giếng.
(b) Lưu lượng condensate
3. Tích hợp mô hình mô phỏng
dòng chảy trong vỉa chứa với
mô hình mô phỏng dòng chảy
trong lòng giếng, chính xác
hóa dự báo sản lượng khai thác
Việc tích hợp được thực hiện
bằng cách sử dụng kết quả mô
hình mô phỏng dòng chảy trong
vỉa chứa làm thông số đầu vào
(c) Áp suất đáy
Hình 2. Kết quả khớp lịch sử giếng HT-3P
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
52
PETROVIETNAM
cho mô hình mô phỏng dòng chảy
trong lòng giếng được xây dựng bằng
phần mềm Olga.
Xây dựng mô hình mô phỏng dòng
chảy trong lòng giếng
Mô hình mô phỏng dòng chảy
trong lòng giếng được xây dựng với
quỹ đạo thực tế của giếng HT-3P (Hình
4). Các thông số quan trọng như hệ số
trao đổi nhiệt được sử dụng dựa trên
thông số vật liệu ống chống và ống
khai thác để mô phỏng sự tổn hao
nhiệt độ theo thân giếng phù hợp với
thực tế khai thác.
Hình 3. Dự báo động thái khai thác giếng HT-3P
Sau khi đã xây dựng được mô hình
giếng, tính chất hệ chất lưu ban đầu
và các thông số ban đầu như: nhiệt
độ, áp suất đáy giếng được lấy từ kết
quả đo đạc, thử vỉa để chạy phục hồi
lịch sử khai thác. Các thông số được
mô hình tính toán để phục hồi lịch sử
gồm: áp suất đáy giếng, áp suất miệng
giếng, nhiệt độ miệng giếng, lưu lượng
dòng và tỷ số khí - lỏng… nhằm đảm
bảo mức độ phù hợp giữa mô hình mô
phỏng và động thái thực tế của giếng
cũng như đảm bảo mức độ tin cậy
trong các đánh giá, dự báo trong tương
lai (Bảng 1).
Miệng giếng
Miệng giếng
Hình 4. Sơ đồ cấu trúc và quỹ đạo giếng HT-3P trên phần mềm Olga
Bảng 1. Kết quả khớp thông số mô hình và thực tế khai thác của giếng HT-3P
Kết quả phục hồi lịch sử tốt (Bảng
1) đã chứng tỏ mô hình đủ độ tin cậy để
chạy các phương án dự báo. Các tham
số sau đây được lấy từ kết quả chạy mô
hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa
chứa để làm thông số đầu vào trong
mô hình mô phỏng dòng chảy trong
lòng giếng để chạy dự báo:
Thực tế khai thác
(Quý 1/2015)
Thông số so sánh
Mô hình giếng
Lưu lượng khai thác khí (triệu ft3/ngày)
Tỷ số khí dầu CGR (thùng/triệu ft3)
Áp suất miệng giếng (bar)
2
120
95
1,9 - 2
105 - 120
92 - 95
Áp suất đáy giếng (bar)
155
148 - 153
Bảng 2. Sự biến thiên các đại lượng của phương trình IPR giếng theo thời gian
Thời gian
1/1/2016
1/1/2017
1/1/2018
1/1/2019
1/1/2020
1/1/2021
1/1/2022
1/1/2023
1/1/2024
1/1/2025
1/1/2026
qg (nghìn ft3/ngày) PR (WBP9, psia)
Pwf (psia)
2657,1
2070,2
1323,9
800,0
800,0
800,0
800,0
800,0
C
Phương trình quan hệ lưu
lượng - giảm áp trong vỉa IPR (Inflow
Performance Relationship)
3390,2
3390,2
3390,2
2990,6
2125,2
1544,1
1151,8
879,7
5241,5
4433,1
3680,2
2983,8
2476,1
2120,4
1864,0
1672,2
1525,3
1410,2
1 318,2
0,166
0,221
0,288
0,362
0,387
0,400
0,406
0,408
0,407
0,405
0,402
Trong nghiên cứu này, nhóm tác
giả sử dụng phương trình IPR dạng
back-pressure, là dạng phương trình
được sử dụng phổ biến cho các mỏ khí.
Công thức chung của phương trình IPR
có dạng như sau:
686,6
546,3
441,7
800,0
800,0
800,0
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
53
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2
2
Ở đây, C là tham số chưa biết và thay đổi theo thời
gian. Sử dụng các số liệu Q, PR và Pwf từ kết quả dự báo từ
mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa, có thể tính
được giá trị của C tại từng thời điểm cần xem xét. Bảng 2
thống kê hệ số C tại các thời điểm khác nhau trong thời
gian dự báo.
Q = C (PR – Pwf ), với
Q: Lưu lượng khí khai thác (ft3/ngày)
PR: Áp suất vỉa chứa (psia)
Pwf: Áp suất đáy (psia)
C: Hệ số khả năng khai thác (scf/(D.psia2))
Nhiệt độ (oC)
Nhiệt độ (oC)
(a) 1/1/2016
(b) 1/1/2018
Nhiệt độ (oC)
Nhiệt độ (oC)
(c) 1/1/2020
(d) 1/1/2022
Nhiệt độ (oC)
Nhiệt độ (oC)
(e) 1/1/2024
(f) 1/1/2026
Hình 5. Sự thay đổi giản đồ pha chất lưu khai thác theo thời gian
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
54
PETROVIETNAM
Một điểm quan trọng cần chú ý là trong mô hình mô phỏng dòng
chảy trong lòng giếng, lưu lượng được kiểm soát bằng áp suất miệng
giếng thay vì áp suất đáy giếng như mô hình mô phỏng dòng chảy
trong vỉa chứa. Do đó, khi mô hình mô phỏng sử dụng phần mềm
Olga chỉ có PR và C được sử dụng làm thông số đầu vào. Q và Pwf sẽ
được tính toán lại dựa trên các tương tác giữa khí và lỏng xảy ra trong
lòng giếng.
Một điểm đáng chú ý khác là vào thời
điểm dừng giếng áp suất vỉa ở vào khoảng
150bar; giá trị này thấp hơn giá trị dừng
giếng trong mô hình giếng riêng lẻ (230bar).
Lý do của hiện tượng này là do mô hình
giếng riêng lẻ không tính đến sự thay đổi
tính chất chất lưu theo thời gian khi chất lưu
ngày càng trở nên nhe và khô hơn. Do vậy
cần thiết kết hợp mô hình vỉa chứa và mô
hình lòng giếng để có đánh giá chính xác
nhất về tình trạng giếng.
Tính chất chất lưu
Trong quá trình khai thác do thành phần chất lưu đi từ vỉa vào
giếng thay đổi theo thời gian tính chất của chất lưu cũng thay đổi. Sử
dụng phần mềm PVT Sim sự thay đổi giản đồ pha ứng với mỗi thay đổi
thành phần chất lưu được tính toán và dùng làm dữ liệu đầu vào cho
mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng. Hình 5 thể hiện sự
biến đổi giản đồ pha của chất lưu theo thời gian. Từ Hình 5 có thể nhận
thấy so với năm 2016 diện tích khu vực 2 pha của các năm sau nhỏ hơn.
Điều này chứng tỏ khí đi vào giếng chứa nhiều thành phần nhe hơn và
khô hơn phù hợp với các nhận định ở phần trước.
Để hiểu rõ hơn về quá trình dừng
giếng các chuyển động của chất lưu trong
lòng giếng tại thời điểm đầu năm 2021
được mô tả trong Hình 7. Bắt đầu tại thời
điểm 0 ngày giếng đang đóng và trong
giếng không có thể lỏng. Sau đó giếng
được mở và hai pha lỏng khí bắt đầu đi vào
giếng. Tại thời điểm 1 ngày lượng chất lỏng
ở trong giếng còn chưa nhiều và tồn tại ở
dạng màng mỏng; lúc này khí vẫn có thể
chảy tự do từ đáy giếng lên miệng giếng.
Tại thời điểm 2 ngày lượng chất lỏng trong
giếng bắt đầu nhiều lên và tập trung ở
gần khu vực xuất hiện đầu tiên. Lúc này
chất lỏng chảy theo dạng xoắn và gây ảnh
hưởng khá nhiều đến lưu lượng khí. Từ thời
điểm 3 ngày trở đi chất lỏng dồn lại ở phần
dưới của giếng và khí phải chảy dưới chế
độ dòng chảy bọt xuyên qua cột chất lỏng.
Đến thời điểm 5 ngày giếng dừng khai thác
hoàn toàn.
4. Kết quả mô phỏng tích hợp vỉa - giếng
Mô hình mô phỏng trong lòng giếng được chạy định kỳ 1 năm
1 lần trong thời gian dự báo để kiểm tra khả năng nâng lỏng trong
lòng giếng. Phần mềm Olga sử dụng dữ liệu về áp suất vỉa và phương
trình IPR từ mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa để chính xác
hóa lại lưu lượng khí trong lòng giếng. Kết quả mô phỏng dòng chảy
trong lòng giếng cho thấy thời điểm giếng HT-3P sẽ dừng khai thác
sớm hơn rất nhiều so với dự báo của mô hình mô phỏng dòng chảy
trong vỉa chứa (Hình 6). Điều này có thể được lý giải do vào giai đoạn
sau của đời mỏ lưu lượng khí nhỏ khiến cho vận tốc khí xuống thấp
không còn khả năng nâng sản phẩm lỏng lên miệng giếng. Do mô
hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa chỉ được xây dựng để mô
phỏng dòng chảy của chất lưu ở trong vỉa chứa nên không mô phỏng
được cơ chế này.
Hình 8 thể hiện vận tốc khí và lỏng tại
thời điểm 1,7 ngày sau khi mở giếng (năm
2021) tại các vị trí dọc theo chiều dài thân
giếng. Từ Hình 8 có thể nhận thấy vào lúc
này khí vẫn di chuyển lên trên với vận tốc
rất nhỏ chỉ ở mức 0,2m/giây. Vận tốc khí nhỏ
như vậy không thể nâng toàn bộ lượng chất
lỏng từ đáy giếng lên miệng giếng thể hiện
bằng việc lượng chất lỏng đi xuống (vận tốc
< 0) nhiều hơn lượng chất lỏng đi lên (vận
tốc > 0). Quá trình này tiếp tục trong các thời
điểm tiếp theo và chất lỏng bị dồn lại ở đáy
giếng gây dừng giếng là không thể tránh
khỏi.
Hình 6. So sánh sản lượng khí dự báo khi sử dụng mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng (Olga) và
mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa (E300)
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
55
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
5. Kết luận
Nghiên cứu đề xuất
giải pháp tích hợp mô
hình mô phỏng dòng chảy
trong vỉa chứa với mô hình
mô phỏng dòng chảy
trong lòng giếng để đánh
giá hiện tượng ngưng tụ
lỏng trong hệ thống hoàn
chỉnh vỉa - giếng đúng với
thực tế. Các kết quả mô
phỏng dòng chảy vỉa chứa
(như trạng thái pha thành
phần chất lưu và động
thái năng lượng vùng cận
đáy giếng) được sử dụng
làm số liệu đầu vào để xây
dựng mô hình mô phỏng
dòng chảy trong lòng
giếng.
(a) 0 ngày
(b) 1 ngày
(c) 2 ngày
Việc sử dụng mô hình
mô phỏng tích hợp cho
kết quả dự báo (về thay
đổi trạng thái pha thành
phần chất lưu và động thái
năng lượng trong vỉa chứa
và trong lòng giếng trong
suốt đời mỏ) phù hợp với
thực tế hơn so với việc sử
dụng mô hình mô phỏng
riêng lẻ trong vỉa chứa
hoặc trong lòng giếng.
Kết quả dự báo sản lượng
cũng như động thái của
giếng đã được kiểm chứng
trên số liệu khai thác cập
nhật của giếng HT-3P và
cho kết quả phù hợp với
thực tế.
(d) 3 ngày
(e) 4 ngày
(f) 5 ngày
Hình 7. Quá trình chết giếng tại thời điểm đầu năm 2021
Khi đánh giá khai thác
chỉ thông qua mô hình
mô phỏng vỉa chứa, sản
lượng khai thác dự báo có
thể cao hơn so với thực tế
ở thời điểm giếng không
còn khả năng cho dòng do
không tính đến quá trình
Hình 8. Vận tốc dầu và khí tại thời điểm 1,7 ngày sau khi mở giếng (năm 2021)
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
56
PETROVIETNAM
ngưng tụ lỏng ở đáy giếng. Ngược lại, khi chỉ đánh giá khai
thác thông qua mô hình mô phỏng dòng chảy trong lòng
giếng sẽ cho kết quả thời điểm giếng bị dừng sớm hơn
so với thực tế do hiện tượng ngưng tụ lỏng tại đáy giếng.
4. Niek Dousi, Cornelis A.M.Veeken, Peter K.Currie.
Modeling the gas well liquid loading process. Offshore
Europe, Aberdeen, United Kingdom. 6 - 9 September,
2005.
Việc tích hợp mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa
chứa và mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng là phát
hiện quan trọng của nghiên cứu này giúp dự báo chính
xác hơn động thái khai thác mỏ Hải Thạch nói riêng cũng
như mỏ khí - condensate nói chung.
5. Abdul Rehman, Nitsupon Soponsakulkaew,
Oladele Olalekan Bello, Gioia Falcone. A generic model for
optimizing the selection of artificial lift methods for liquid
loaded gas well. SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, Denver, USA. 30 October - 2 November, 2011.
6. Gael Chupin, Bin Hu, Top Haugset, Magali
Claudel. Intergrated wellbore/reservoir models predicts flow
transient in liquid loading gas wells. SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, Anaheim California, USA. 11 -
14 November, 2007.
Tài liệu tham khảo
1. G.Coskuner. Performance prediction in gas
condensate reservoirs. Journal of Canadian Petroleum
Technology. 1999; 38(8).
2. Woo-Cheol Lee, Kye-Jeong Lee, Jeong-Min
Han, Young Soo Lee, Won-Mo Sung. The analysis of gas
productivity by the influence of condensate bank near well.
Journal of Geosystem Engineering. 2011; 14(3): p. 135 -
144.
7. W.L.Sturn, S.P.C.Belfroid, O.van Wolfswinkel,
M.C.A.M.Peters, F.J.P.C.M.G Verhelst. Dynamic reservoir
well interaction. SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, Houston, Texas, USA. 26 - 29 September, 2004.
8. He Zhang, Gioia Falcone, Catalin Teodoriu.
Modeling fully transient two-phase flow in the near-wellbore
region during liquid loading in gas well. Journal of Natural
Gas Science and Engineering. 2010; 2(2 - 3): p. 122 - 131.
3. R.G.Turner, M.G.Hubbard, A.E.Dukler. Analysis and
prediction of minimum flow rate for the continuous removal
of liquids from gas wells. Journal of Petroleum Technology.
1968; 21(11): p. 1.475 - 1.482.
INTERGRATED SIMULATION MODELLING APPROACH FOR
OPTIMISATION OF PRODUCTION FORECAST IN GAS-CONDENSATE
WELLS, HAI THACH FIELD
Nguyen Minh Quy1, Phan Ngoc Trung2, Ngo Huu Hai3, Dang Anh Tuan3, Tran Vu Tung3, Pham Truong Giang1, Pham Chi Duc1
1Vietnam Petroleum Institute (VPI)
2Vietnam Oil and Gas Group (PVN)
3Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC)
Email: quynm@vpi.pvn.vn
Summary
Hai Thach field (Block 05-2, Nam Con Son basin) is a gas - condensate field with high geological complexity, high temperature and
pressure. In general, reservoir properties strongly vary between different areas of the field which affect the production as well as the
condensate banking in the bottom of the well and near wellbore region with different intensity between produced reservoirs.
In this study, an integrated simulation method combining multiphase pipeline simulation software with the input from the results
of reservoir simulation is used to verify the condensate banking and its effects in the well production, on that basis optimising production
forecast for gas-condensate wells in Hai Thach field.
Key words: Liquid hold up, reservoir simulation, inter-well simulation, integrated simulation, production forecast, Hai Thach field.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
57
8 trang
16/04/2022
7960
Bạn đang xem tài liệu "Nghiên cứu tích hợp mô hình mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa và lòng giếng nhằm tối ưu hóa dự báo sản lượng các giếng khai thác khí - Condensate của mỏ Hải Thạch", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- nghien_cuu_tich_hop_mo_hinh_mo_phong_dong_chay_trong_via_chu.pdf
