Sản xuất và tối ưu hóa giếng bằng cơ chế nhân tạo kết hợp
Tóm tắt
Bài báo này tập trung đề xuất cơ chế nâng kết hợp để sản xuất và tối ưu hóa một giếng được gọi là X101 (vì lý do bảo mật), đã trở thành giếng không tự phun. Dữ liệu hoàn thiện, áp suất, thể tích, nhiệt độ (PVT), vỉa chứa và hồ sơ giếng X101 được xử lý bằng phần mềm Pipesim và Excel cùng với việc tích hợp một số tính toán sử dụng phương pháp phân tích nút và đường cong suy giảm. Việc kích hoạt giếng X101 bằng bơm điện chìm (ESP) có 450 tầng đã cung cấp lưu lượng sản xuất dầu 9.189,329 thùng/ngày (điều kiện bề mặt) với áp suất đáy giếng 2.746,151 psi. Theo thời gian, giếng X101 được kích hoạt bằng ESP có 450 tầng phải đối mặt với nhiều lần bảo trì liên tiếp xảy ra trong khoảng thời gian rất ngắn do hiệu suất ESP giảm. Để khắc phục vấn đề bảo trì thường xuyên làm gián đoạn thời gian sản xuất, phương pháp gaslift được bổ sung vào giếng X101 đang được kích hoạt bằng ESP mới có 199 tầng. Việc lắp đặt gaslift cho thấy lưu lượng bơm khí phù hợp là 2 triệu ft3 tiêu chuẩn/ngày và cần phải lắp đặt 2 van ở độ sâu 4.959 ft và 3.966 ft để đáp ứng phù hợp yêu cầu sản xuất. Giếng X101 được kích hoạt bằng sự kết hợp ESP và gaslift đã cho lưu lượng sản xuất 7.954,601 thùng/ngày (điều kiện bề mặt) với áp suất đáy giếng 2.873,623 psi và việc tối ưu hóa giúp đạt được lưu lượng dầu ròng 9.035 thùng/ngày (điều kiện bề mặt) tại áp suất đáy giếng 2.762 psi. Khả năng sinh lời của giếng X101 được kích hoạt bằng sự kết hợp ESP và gaslift là 73.163.517 USD với thời gian hoàn vốn sau 9 tháng 22 ngày cho 13 năm sản xuất.
Các tài liệu tham khảo
Boyun Guo, William C. Lyons, and Ali Ghalambor, Petroleum production engineering, A computer-assisted approach, 1st edition. Gulf Professional Publishing, 2011.
Jr. Harry Dembicki, Practical petroleum geochemistry for exploration and production. Elsevier, 2017. DOI: 10.1016/C2014-0-03244-3.
Ricardo Michael Kamga Ngankam, Eric Donald Dongmo, Madeleine Nitcheu, Josephine Fleur Matateyou, Gabriel Kuiatse, and Sifeu Takougang Kingni, “Production step-up of an oil well through nodal analysis”, Journal of Engineering, Volume 2022, Issue 1, 2022. DOI: 10.1155/2022/6148337.
Frank Jahn, Mark Cook, and Mark Graham, Hydrocarbon exploration and production, 2nd edition. Elsevier, 2008.
S. John, Forecasting oil and gas producing for unconventional wells, 2nd edition, 2018.
Michael J. Economides, A. Daniel Hill, and Christine Ehlig-Economides, Petroleum production systems. Prentice Hall, 1994.
John R. Fanchi and Richard L. Christiansen, Introduction to petroleum engineering. Wiley, 2016.
Jonathan Bellarby, Well completion design, 1st edition. Elsevier, 2009.
Chang Samuel Hsu and Paul R. Robinson, Petroleum science and technology, 1st edition. Springer, 2019. DOI: 10.1007/978-3-030-16275-7.
D. Katz and W. Barlow, “Relation of bottom-hole pressure to production control”. American Petroleum Institute, 1995.
Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig-Economides, and Ding Zhu, Petroleum production systems, 2nd edition. Prentice Hall, 2013.
Stéphanie Laure Biloa, Sifeu Takougang Kingni, Eric-Donald Dongmo, Sop TAMO Berthelot, Komofor Isidore Ngongiah and G. Kuiate Fautso, “Heightened the petroleum productivity of an eruptive well by an electric submersible pump with a free gas separator”, International Journal of Energy and Water Resources, Volume 8, pp. 327 - 339, 2023. DOI: 10.1007/s42108-023-00250-3.
Victorine Belomo, Madeleine Nitcheu, Eric Donald Dongmo, Kasi Njeudjang, Gabriel Kuiatse and Sifeu Takougang Kingni, “Activation of a non-eruptive well by using an electric pump to optimise production”, Petrovietnam Journal, Volume 6, pp. 36 - 42, 2022. DOI: 10.47800/PVJ.2022.06-04.
Kermit E. Brown, The technology of artificial lift methods. Pennwell Books, 1977.
Ruichao Zhang, Zenglin Wang, Xinhui Wang, Jincheng Wang, Guangzheng Zhang, and Dechun Chen, "Integrated diagnostics method and application of ground and downhole working condition in rod pumping well", Journal of Applied Science and Engineering, Volume 21, Issue 4, pp. 615 - 624, 2018. DOI: 10.6180/jase.201812_21(4).0015.
Candra Kurniawan, Hendra Kusuma, Prayudha Rifqi Shafiraldi, Hilman Lazuardi, and Bonni Ariwibowo, “Re-shifting of a single string packer-less electric submersible pump gas lift hybrid to fit the up-todate environment”, Journal IATMI, 2022.
A.F. Rohman, Y.I. Arseto and K. Hamzah, “Redesign of a single string packerless ESP-gas lift hybrid”, SPE/IATMI Asian Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Nusa Dua, Bali, Indonesia, 20 October 2015. DOI: 10.2118/176291-MS.
Vu Le and Son Tran, “Hybrid electrical-submersible-pump/gas-lift application to improve heavy oil production: From system design to field optimization”, Journal of Energy Resources Technology, Volume 144, Issue 8, 2022. DOI: 10.1115/1.4052979.
Noke Fajar Prakoso, “Single string packerless ESP gas lift hybrid; Optimizing production and minimizing loss”, SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, Mumbai, India, January 2010. DOI: 10.2118/128974-MS.
1. Tác giả giao bản quyền bài viết (tác phẩm) cho Tạp chí Dầu khí, bao gồm quyền xuất bản, tái bản, bán và phân phối toàn bộ hoặc một phần tác phẩm trong các ấn bản điện tử và in của Tạp chí Dầu khí.
2. Bằng cách chuyển nhượng bản quyền này cho Tạp chí Dầu khí, việc sao chép, đăng hoặc sử dụng một phần hay toàn bộ tác phẩm nào của Tạp chí Dầu khí trên bất kỳ phương tiện nào phải trích dẫn đầy đủ, phù hợp về hình thức và nội dung như sau: tiêu đề của bài viết, tên tác giả, tên tạp chí, tập, số, năm, chủ sở hữu bản quyền theo quy định, số DOI. Liên kết đến bài viết cuối cùng được công bố trên trang web của Tạp chí Dầu khí được khuyến khích.
